12MW汽轮发电机组技术协议

1、楚雄市生活垃圾焚烧发电工程汽轮发电机组技术协议*市生活垃圾焚烧发电工程112MW汽轮发电机组技术协议买 方：*设备有限公司卖 方：*有限公司2015年6月目录第1章 工程概述11.1工程概况11.2工程建设条件1第2章 总体要求32.1标准和规范32.2系统的总体要求32.3材料、阀门、振动、防火的要求52.4安装和检修要求62.5寿命要求7第3章 汽轮发电机组技术要求83.1系统概述83.2汽轮机及辅助系统的基本参数和技术要求93.3发电机系统的基本参数及技术要求293.4卖方须提供的技术参数38第4章 汽轮发电机组供货范围614.1供货原则614.2供货范围62第5章 设计分工及技术资料交

2、付665.1接口原则和设计分工665.2技术资料要求68第6章 监造、检验和性能验收试验766.1概述766.2工厂检验766.3设备监造766.4性能验收试验80第7章 技术服务及其它827.1设计联络会、安装调试及技术服务要求827.2包装、标志、运输837.3运输847.4培训847.5售后服务的要求851第1章 工程概述1.1工程概况项目名称：*生活垃圾焚烧发电工程建设地点：*，具体地点待定。设计规模：项目1期建设2300t/d炉排炉+112MW凝汽式汽轮发电机组。焚烧炉形式：机械炉排炉焚烧炉数量：2台单台焚烧炉处理垃圾能力：300 t/ d生活垃圾设计低位热值：6280kJ/kg余热

3、锅炉及参数：额定过热蒸汽压力： 4.0MPa额定过热蒸汽温度： 400额定蒸发量： 23.5t/h烟气处理方式：半干法活性炭喷射+袋式除尘器汽轮机额定功率：12MW/套发电机组额定功率：12MW/套汽轮发电机组数量：1套年累计运行时间：8,000h/a（正式投运后）全厂整体合理使用寿命：30a1.2工程建设条件1.2.1位置与气象条件*位于*，为*地带，地跨东经10035-10148、北纬*之间。东*，南连*，西与*接壤，北同*毗邻。*人民政府驻*，。*地势西北高，东南低，从西北向东南倾斜，海拔2916米；最低点海拔691米。干湿季分明，雨热同季；日照充足，霜期较短，冬季降水偏少。年降雨量为8

4、64毫米，年均气温为15.61.2.2 地质条件抗震设防烈度为：7度，第三组，设计基本地震加速度值为：0.15g。1.2.2供水条件厂区发电厂生产、消防给水水源地表水。1.2.5压缩空气供应（暂定）压力0.60.8 MPa压力露点（工艺用气）2 压力露点（仪表用气）40 最大残油量0.01mg/m3最大粉尘t+28b. 新蒸汽压力变化范围为3.54.0MPa，温度允许变化范围为375400。（9）汽轮机允许在48.5-50.5HZ周波范围内连续运行，卖方提供在异常周波下运行时的周波限制值及相应的持续、累积运行时间限制。如下表：频率允许运行时间（Hz）累计（Min）每次（Sec） 51.5303

5、0 51.01801804951连续运行4830030047.56060471010（10）汽轮机允许最低连续运行负荷3MW。（11）卖方在随机提供的技术资料中提供机组在各种状态下启动时的启动曲线及正常停机曲线。（12）卖方提供汽轮机在环境条件异常或凝汽器冷却水系统故障时，机组仍能安全运行的最高允许排汽压力及排汽温度值。（13）凝汽器真空降低规定：机组负荷在70额定负荷时，排汽压力不高于0.0053Mpa(a)。机组负荷在50额定负荷时，排汽压力不高于0.0052Mpa(a)。机组负荷在30额定负荷时，排汽压力不高于0.0049Mpa(a)。（14）卖方提供汽轮机停用时的防腐措施。3.2.2汽

6、轮机技术要求3.2.2.1一般要求（1） 汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的、且制造厂已有相同容量汽轮机及附属设备制造、运行的成功经验。（2） 汽轮机滑销系统保证长期运行灵活。（说明：本机组轴承座采用铸铁结构，含有石墨成分，能够产生一定的自润滑作用，所以不采用在运行中注入润滑剂的结构。）（3） 汽轮机设计充分考虑到可能意外发生的超速进冷气、冷水、着火和突然振动。防汽机进水的规定按国家相关标准执行。（4） 卖方对所有连接汽缸上的管道，提出作用力和力矩的范围要求，在管道设计不能满足要求的情况下，和设计院共同协商解决。（5） 卖方提供启动时防止汽缸过热的措施。（6） 汽轮机制造保证在启动和停机过程

7、中其膨胀值、胀差和汽缸的变形都在允许的范围内，以保证机组启动和停机的灵活性。汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活。（7） 汽轮机轴系(包括联轴器螺栓)能承受发电机出口母线突然发生两相或三相短路、或单相短路重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。（8） 汽轮机能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间，至少能满足汽轮机启动后用以进行发电机试验所需时间。（9） 卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况在随机提供的使用说明书中有明确的规定。3.2.2.2汽轮机转子及叶片1)汽轮机转子彻底消除残余应力。2)转子的临界转速符合相应规范的要求。3)卖方提供各个转子的脆性转变温度的数值，并解释取得该数值

8、的依据。卖方力争降低转子的脆性转变温度，至少使其不影响机组启动灵活性。4)转子推力瓦的位置标记，以便容易地确定转子位置。5)叶片的设计是精确的、成熟的，能在允行的周波变化范围内安全运行。6)低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。7)用于把叶根紧固在轮缘上的销子有导向孔，供拆卸时钻孔之用。8)叶根固定尺寸十分准确，具有良好的互换性，以便顺利互换备品叶片。9)说明转子及叶片材料，提供转子重量、重心。（见后面附表）10)汽轮机转子在项目现场进行超速试验，超速实验按112%的额定转速进行，试验时需有买方参加，由设备厂家主导。3.2.2.3汽缸1）汽缸的设

9、计能承受所有正常和事故情况下的负荷。允许管道推力和力矩，以及温度引起的位移。并使工作时的热应力最小。2）汽缸上的压力、温度测点必须齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。3）汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和推力间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。4）汽缸铸件彻底消除残余内应力，保证汽缸结合面严密不漏气。5）卖方提供汽缸铸件裂纹挖补、热处理的全部质量检测文件，汽缸铸件的同一部位挖补不允许进行两次。6）卖方供汽轮机基架和地脚螺栓、垫铁及其图纸，并根据设计院提供的汽轮机基础数据修改核定地脚螺栓长度，对于汽轮机基础图纸，卖方核对于汽轮机有关的数据并进行

10、书面会签。7）提供下述设备、专用工器具或装置：汽缸喷水减温系统中全部设备(包括喷水管路及电磁阀)。保护整个汽轮机用的排汽隔膜阀（汽机供二片备用薄膜）及紧急跳闸装置。汽缸法兰螺栓的扳手及导杆和专用钢丝绳。揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施。3.2.2.4轴承及轴承座1）汽轮发电机组各轴承的型式确保不出现油膜振荡。各轴承的设计失稳转速为额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。卖方提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。（见后面附表）2）检修时不需要揭开汽缸和转子就能将各轴承方便地取出和更换。3）主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。4）任何运行条件下，各轴

11、承的回油温度不得超过65，轴承回油管上有观察孔及温度计插座。5）测量轴承金属温度使用埋入测温元件，并将该测温元件的接线引至汽轮机本体接线盒。测温元件具有良好的抗震性能。各轴承设计金属温度不超过90，但乌金材料允许在110以下长期运行。6）推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。卖方提供显示该轴承金属磨损量和每块工作瓦的温度的测量装置（Pt100），并提供回油温度表。在推力轴承的外壳上，设有一个永久性基准点，以测量大轴的位置。7）轴承座上设置测量轴向位移、膨胀和胀差的监测装置。8）在轴承座的适当位置上，装设测量轴承座的绝对振动的装置3.2.2.5主汽门、调速汽门（1） 主汽门严密不漏

12、，能承受在主蒸汽管道设计压力4.0Mpa的1.5倍的水压试验。（2） 主汽门、调速汽门的材质能适应与其相连接管道的焊接要求。卖方提供主蒸汽管道、各阀门接头的焊接方法及坡口加工图。并且提供与阀门联接的大小头，大小头材质与蒸汽管道的材质相同。（3） 提供主汽门使用的临时性和永久性的蒸汽滤网。主汽门提供全开、全关行程开关各两对，接点容量如热工仪表和控制系统（1）总则中所述。调速汽门带位置反馈信号。（4） 提供吹管及水压试验后主汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门在取出滤网后需用的附加备用密封垫圈。（5） 机组启停时，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，设置金属温度测点。3.2.3辅助系统技术要求3

13、.2.3.1油系统（1） 汽轮机油系统主要向汽轮机-发电机组各轴承（瓦）提供润滑油和向调节保安系统提供压力油。本系统确保汽轮发电机组各轴承（瓦）在机组正常运行、启停及升速等工况下正常工作。（2） 汽轮机油系统为分散式润滑油系统，油系统主要包括：主油箱、主油泵、注油器、交流电动辅助油泵、交流事故油泵、直流事故油泵（包括启动盘）、2100%容量冷油器、滤油器、排油烟装置、滤油器、油箱加热装置、仪表以及供给机组润滑油所必须的辅助设备、管道和阀门及紧固件。（3） 正常工作时，调节及润滑油由主轴传动的主油泵供给，启停、事故及转子惰走时交流油泵工作，交流辅助油泵故障时启动直流事故油泵。（4） 汽轮机设2台

14、冷油器，容量各100，允许1台运行另1台放空清洗。冷油器冷却面积在机组最大负荷，水侧污染且水温最高（35），管子堵塞 5条件下进行设计，设计还考虑切换清洗冷油器的措施。冷却水侧配置滤水器，并有能清除滤网上杂物的功能。（5） 油箱和油系统其它部件的容量考虑到当交流电源消失冷油器断水时，机组能安全停机，油箱中油温不高于65。油箱容量还考虑到机组甩负荷时能容纳系统全部回油。事故排油口及排油系统考虑满足失火及机组惰走的需要。（6） 汽轮机油系统管道采用强度足够的厚壁管，管道强度按不低于2倍工作压力，并且最低承压不低于2.5MPa 进行设计。（7） 管道附件按管道压力等级进行设计，尽量减少法兰及弯管接头

15、。油系统中的附件不使用铸铁件，法兰采用对焊法兰。（8） 油系统设有排油烟装置，使各轴承及腔内维持微负压。确保各轴承内不吸入蒸汽，避免油中带水。（9） 油位显示、报警采用变送器或油位开关控制。油系统高点设排气阀。汽轮机在结构和系统设计上，有防止汽水由轴封漏汽等处进入油系统的措施，配就地浮筒式液位计1只，带4-20mA远传信号。（10） 油系统中各设备，如轴承箱、冷却器和管道等出厂前彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。（11） 油系统配用的设备及管道、管件、附件、表计等均由卖方配套提供。管道材质为不锈钢。润滑油进口上，装有就地压力表；主油泵进口管道上装有就地压力表。

16、（12） 油系统所有的控制装置、开关、指示器和报警装置等，均安装在就地表盘上，并预留信号远传用的端子。3.2.3.2轴封系统（1） 轴封供汽系统是自动调节，并有防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，轴封系统的汽源满足机组冷、热态起动和停机的需要。该系统设有轴封压力自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置等。（2） 轴封蒸汽进口设有永久性滤网。（3） 轴封冷却器设有旁路管道。（4） 轴封用汽可来源于抽汽、主蒸汽。主汽汽源上需卖方有减温减压措施或节流装置。（5） 轴封系统配置成熟可靠的调压装置，以满足各轴封的供汽参数要求。（6） 设置一台100%容量的轴封加热器（带射汽抽气器），其为管壳表面式换热方式

17、，管子材料为不锈钢。（7） 轴封用汽系统包括轴封汽源用的隔绝阀、压力调节阀（含调节机构）、泄压阀和其他阀门以及滤网、仪表等有关附属设备。（8） 卖方提供所采用轴封用汽系统图和系统说明书。3.2.3.3抽气系统（1） 抽气器的选型暂按射水抽气形式考虑。（2） 抽气器容量，按照HEI标准或卖方按有关标准计算确定。（3） 机组起动时，凝汽器抽真空的时间不超过30分钟。（4） 采取措施防止抽气器发生故障时大气倒入凝汽器，使真空骤跌。（5） 设置有真空破坏门。（6） 真空系统的阀门具有可靠的气密性（采用真空隔离阀）。3.2.3.4盘车装置（1） 盘车装置为手动啮合自动脱开型的低速电动盘车装置，能使汽轮发

18、电机组转子从静止状态转运起来，具有手动投入和自动脱开功能，盘车转速5.6r/min。（2） 盘车装置的设计能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。（3） 提供一套接近开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车，盘车装置运行中供油中断或油压降低到不安全值时，能发出报警，并能自动停止运行。（4） 提供一套盘车装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、转速表、控制箱等。（5） 盘车控制装置（包括就地控制柜）由卖方成套供货，该装置留有与DCS的接口，使运行人员在控制室对盘车进行控制和监视。3.2.3.5低压加热器（1） 加热器为焊接型，能承受高真空、抽汽压力连接管道的反作用力及热应力的变化。（2

19、） 水侧设计流量能满足100%负荷的凝结水（给水）量，最大水侧流速推荐采用HEI标准。低压加热器为表面冷却型，按汽机额定工况设计，按最大工况运行校核，满足任何工况的运行要求。（3） 为控制疏水水位并保证在各种工况下疏水区的管子都浸在水中，该加热器必须足够的贮水容积。（4） 加热器汽侧（壳侧）设置安全阀，当管子破裂时能保护壳体的安全，卖方按有关规定计算，在技术协议中提出事故放水量的要求。（5） 低压加热器使用不锈钢管材。（6） 加热器上部测量水位的接口位置能保证测量的准确性。正常水位和紧急水位控制器，以及水位开关要分开。（7） 加热器有就地与远方水位测量和报警装置，并提供用于连锁控制的足够的信号

20、接点。就地液位计采用磁翻板液位计。留有水位测量平衡容器1个，水位就地磁翻板式水位计1套。（8） 加热器有两个疏水口，一个是常用疏水口，另一个是紧急疏水口，常用疏水口配两相流疏水装置。（9） 低压加热器设有旁路管道。（10） 低压加热器采用耳式支撑。（11） 所有水位测量一次门前的取样管及一次仪表阀门、加热器进汽压力指示表、进汽温度指示表、一次仪表阀门数量满足现场实际安装要求。（12） 加热器设计和制造按照国家及行业规程的有关要求进行设计、制造。3.2.3.6凝汽器（1） 卖方提供凝汽器背压、面积和冷却倍率的优选结果及凝汽器的特性曲线。（2） 提供表面式双流程凝汽器，换热管材质为TP304不锈钢

21、，凝汽器采用双流程，同时设有分隔水室，允许一半运行一半检修。每一水室满足汽机最大负荷时最小70%的凝水量。（3） 卖方对凝汽器管子进行自振计算。（4） 凝汽器出口凝结水的含氧量，不超过规定值，即42PPb。在最大负荷工况和排气压力升高工况下运行时。维持含氧量的保证值。（5） 凝汽器出口处的凝结水温度不能低于凝汽器压力相对应的饱和温度。（6） 对于汽轮机疏水，给水补充水及其它返回凝汽器杂项水等，要留出相应的接口。（7） 卖方提出补偿凝汽器热膨胀的技术措施。（8） 凝汽器壳体焊接的钢结构，其刚度和强度能承受管道的转移荷载和内外压差。（9） 为防止高速、高温汽流冲击凝汽器管和内部构件，使流程分配装置

22、和档板具有足够的强度。（10） 提供保障凝汽器正常工作的清洁措施。（11） 壳体上部设计人孔门，用于检查抽汽管。（12） 水室管板采用的材质为Q235-A。水室内部凡接触到循环水的材料具有抗腐蚀能力。每个水室设置供排汽和排水用的接口。（13） 热井出口设有防涡流装置，并在该处设置滤网。热井放水管带水封隔离门，该管能在1小时内排出正常水位下的全部凝结水。热井水位运行高度范围在高低报警水位之间，但不小于30厘米。热井上设置就地磁翻板液位计，带420mA远传信号。（14） 在凝汽器图纸上以及凝汽器水位计和水位控制器接头处，有永久性标记，标出正常水位、高水位、高位报警、低限水位和低限报警。（15） 另

23、设热井水位测量平衡容器1个。所有水位接口标高均一致且分开布置。（16） 凝汽器支腿与土建基础的连接设置安装用连接座。（17） 凝汽器设计和制造符合有关中国标准ZBK54034-90和BK54015-88。3.2.3.7汽轮机疏水和排水系统（1） 疏水系统的设计遵守国家相关标准，能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。（2） 排汽系统能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。（3） 系统包括下列各子项： 收集和凝结所有轴封和阀杆漏气的疏水。 汽轮机的主汽门上、下阀座的疏水。 汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。 各抽汽管道上逆止阀的疏水

24、。 汽缸疏水。 管道低位点疏水。 主蒸汽及抽汽管道的疏水。 低压加热器正常疏水及事故疏水。（4） 卖方提供汽轮机疏水系统图。（5） 卖方提供外置式疏水扩容器。（6） 卖方提供汽轮机本体疏水和排汽系统中的全部设备、管道、阀门及连接附件等。3.2.3.8保温（1） 卖方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向买方提供保温材料的形式、材料、厚度要求等图纸说明及安装文件。保温材料由用户自备。（2） 在正常运行情况下，当环境温度为30时，汽轮机保温层表面温度不超过50。（3） 按规程运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂家的要求。（4） 所有管道、汽缸使用符合国家标准规定的优质保温材料。

25、（说明：本公司负责保温设计，保温材料由用户自备。）（5） 提供汽轮机的化妆板（隔音效果满足规范书要求）。化妆板外形设计、颜色由买方最终认可。（6） 对于需拆卸部分的保温采用软质保温材料。其上应适当开孔,以排出热气和易燃气体。保温材料由用户自备。（7） 提供全部固定保温材料的保温钩、支架或保温螺母等附件。3.2.3.9热工仪表和控制系统（1）总则卖方在设计汽轮机设备及其系统时，同时考虑各种工况下的安全及合理的运行操作方式，提出汽机启停及正常运行对参数监视及控制联锁和保护的要求。所有仪表盘均为两路电源进线，盘内有电源自动切换装置。卖方提供详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的报警值及保护动作值。

26、卖方对随机提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等都要详细说明其规格、型号、安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置提供安装使用说明书，型式规范征得买方同意。随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件、变送器及控制设备选用通用产品并符合国际、国内标准，同时还考虑和买方全厂热控设备选型一致并经买方确认。在没有国家通用产品可选的情况，制造厂成套供应经实践证明质量可靠、性能符合工艺要求的产品。所有用于联锁保护用的逻辑开关、电磁阀、继电器均采用进口产品，不采用电接点型仪表用于联锁保护。汽机DEH和ETS的可编程控制器采用知名品牌并征得买方同意。控制器的CPU，电源，通讯接口要做到冗余配

27、置。卖方提供可编程控制器的程序软件包、应用程序和密码。就地温度测量，采用双金属温度计（万向型），不采用水银温度计。就地液位测量，采用磁翻板液位计，带4-20mA远传信号，不采用玻璃管液位计。就地压力表采用不锈钢压力表。汽机本体范围内的所有就地指示仪表由卖方提供。汽机本体所有测点设在具有代表性，便于安装的位置，并符合有关规定，测点数量满足对机组作运行监视和热力特性试验的的要求。保护、控制和显示用的测点分开取样，不合用或混用。汽轮机满足自启停的要求。除另有规定或协议外，卖方成套供满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表，取样部件，检测元件（包括传感器），安全保护装置，

28、调节阀门，以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。汽轮机制造厂负责汽轮机、发电机整个轴系振动的测振一次元件。其测振一次元件探头测量准确，抗干扰，并附出厂由专业资质单位出具的检测报告。所提供的调节阀选用有成熟的运行经验的产品，保证其可控性和可靠性，以满足热工调节控制的要求。调节阀接受420mADC控制指令并具有420mADC的两线制位置反馈。安装于轴承箱内的所有由检测元件至接线盒的连接导线均选用耐油、耐高温、防火、抗干扰的绝缘导线。远传仪表、变送器采用420mADC标准信号，变送器为两线制，精度不低于0.1%。卖方提供汽机油系统有关的压力开关、接线盒，并提供取样管及仪表阀门。所有开关采用SOR压

29、力开关，有两对转换接点（DPDT），每对触头为瞬动干式触点型，过程开关的接点容量至少为220VDC 3A或220VAC 5A无源接点；接点数量满足控制要求。对各控制系统有“3取2”要求的测点，分别提供3个独立的过程开关。所有开关在所指定的设定点动作，其准确性为调节范围的+/-0.5%。准确性包括诸如迟滞和线性等的一切误差源。所有开关在其调节范围的0.25%内有再现性。提供汽机本体及油系统所需的就地压力指示表，压力表精度为全量程的+/-1.5%。卖方提供的仪表设备和控制系统机柜的防护等级，一般室内为IP52；室外为IP56。控制柜和仪表盘的颜色由买方或设计院指定。卖方提供的所有一次仪表、控制设备

30、的接口信号，连接到卖方提供的接线盒、仪表控制箱柜的端子排上。所供所有一次元件、就地设备及接口点标注其现场安装位置。汽轮机本体温度测点留有插座并提供测温元件，随本体配供的其它就地测量仪表(压力表和就地液位计等)均配供安装附件(一次门、及排污门等)。供采购人使用的压力测点及汽水分析取样测点要求带一次门及仪表取样管。供货范围内的被控设备可控性，检测仪表和控制设备性能满足全厂自动化投入率100的要求。并符合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。卖方负有汽机本体热工保护及控制装置与买方订货设备配合的责任。（2）热工检测卖方提供安装在本体范围内就地检查用的压力表，温度表，

31、液位计等。卖方提供的测温元件采用双支型。热电偶选用K分度，热电阻选用Pt100三线制。本体范围内的传感器，检测元件引至安装在汽轮机附近的接线盒。随汽机供货的检测元件至接线盒间的特殊连线由汽轮机厂负责并供货。接线盒的位置便于安装和维护。接线盒内的端子数有一定的备用量。测量汽缸壁等金属温度的热电偶采用铠装热电偶，分度号为K分度，其长度满足直接接至本体接线箱的要求，其型式为双支绝缘式。壁温测点，要求有明显的标志，并提供便于安装检修的措施并说明各测点位置及安装方法，提出各个温度测点的正常值，越限值和允许的差值及安装附件。区别哪些是运行中必须监视的测点，哪些是提供试验用的测点。测量轴承和推力轴承等温度的

32、Pt100热电阻与发电机厂配供于发电机轴承上的相一致，测量轴承回油和推力轴承回油等的Pt100温度计与发电机厂配供于发电机轴承回油上的相一致，制造厂提出各轴承温度和轴承回油温度的正常值，越限值，并提供安装附件。保护用与调节显示用一次元件必须分开，取样点独立开孔。（3）超速保护装置汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危急保安器装置设有两套，除机械式外，还有电超速保护装置。机械式超速保护装置动作值为额定转速的110112%，复位转速高于额定转速。危急保安器还设有可靠的动作指示器（通过油压变化指示）。危急保安系统的跳闸系统有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽，当汽轮机具备再次起动条件时，只有按照

33、起动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。从危急保安器动作到主汽阀门完全关闭的时间应小于0.5秒，保证甩全负荷机组飞升转速不超过规定。各级抽汽逆止门的紧急关闭时间小于1秒。汽轮机组能在中央控制室操作台上及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。（4）汽轮机监测、保护及紧急跳闸系统本机组设有成熟可靠的危急保安跳闸系统，它由整套液压保护系统和汽轮机监测仪表系统（TSI）以及紧急跳闸系统（ETS）组成。供货范围包括：整套DEH、TSI、ETS系统盘柜（TSI与ETS共用一个柜子。）。（5）汽机紧急跳闸系统（ETS）汽机厂提供整套ETS：包括测量元件（接线盒、测量元件与接线盒间的连线）、变换器、控制系统、

34、仪表柜（安放位置由甲乙双方商量定）。要求控制器、电源、通讯等全部冗余配置。ETS由UPS和保安电源供电。对系统总的要求：汽机事故跳闸系统能至少在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、抽气阀，紧急停机。汽机的转速超过制造厂给定的限值时（三取二）；真空低于制造厂给定的极限值（三取二）；润滑油压下降超过极限值（三取二）；转子轴向位移超过正负极限值；保安油压下降超过极限值；推力瓦温度超过极限值（低值与极限值串接实现保护）；发电机保护动作；手动停机（中央控制台、ETS柜、）；DEH停机；汽机振动达到危险值；胀差超过极限值；汽机轴瓦温度超过极限值；汽机轴承回油温度超过极限值；发电机轴承温度超过极限值；卖方积极配

35、合上述各跳闸回路的逻辑编程，做到设计合理。系统中采用双通道布置成“或”-“与”门通过方式，这就允许在线试验，并在试验过程中起保护作用，从而保证系统可靠性，并设有保护投入选择开关。跳闸电磁阀（AST）为平时得电结构。停机触点为常闭结构。参加三取二的停机信号接入三个不同的端子排上，经过三取二运算后再输出。电源要求：汽机ETS机柜接受由买方提供的两路交流220V（+10%、-15%），50（2）Hz的单相电源，两路电源互为备用，一路为UPS电源，另一路为保安电源。同时DCS可以监视各路电源是否正常。若ETS要求其它等级电源，由供货方自行解决。机柜要求：机柜的防护等级为NEMA12，机柜门有导电式门封

36、垫条，机柜的设计满足电缆由机柜底部引入的要求，所有仪表的模拟量信号及开关信号引至端子排，所有端子排和端子都有清晰规范的标识。（端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均由“非燃烧型材料制造”。柜内电缆、接线符合IEEE的防火规范。）（6）汽机监视仪表（TSI）电源要求：汽机TSI机柜接受由买方提供的两路交流220V（+10%、-15%），50（2）Hz的单相电源，两路电源互为备用，一路为UPS电源，另一路为保安电源。同时DCS可以监视各路电源是否正常。若TSI要求其它等级电源，由供货方自行解决。提供安全可靠的汽机安全监视仪表（TSI）探头、转换器（如需要）、接线盒及其间的导线（足够长）、仪表及机架

37、、预制电缆、安装TSI的仪表盘。监视如下项目： a. 转速（提供三路4-20mA DC标准信号，及报警和三取二停机接点信号。） b. 轴向位移c. 热膨胀d. 轴承振动（包括发电机轴承振动）垂直方向e胀差 TSI输出4-20mA DC标准信号及开关量（报警和停机）信号，供DCS和ETS使用。卖方提供现场的安装、调试技术服务。（8） 汽轮机数字电液控制系统（DEH）电源要求：汽机DEH机柜接受由买方提供的两路交流220V（+10%、-15%），50（2）Hz的单相电源，两路电源互为备用，一路为UPS电源，另一路为保安电源。同时DCS可以监视各路电源是否正常。若DEH要求其它等级电源，由供货方自行解决。卖方提供一套成熟的汽轮机数字电液控制系统（DEH），包括DEH的硬件及软件。DEH系统的油源采用低压透平油，能满足转速、功率和母管压力控制。 DEH的功