华能莱芜电厂1000MW汽轮机技术协议2012

1、合同附件一：华能莱芜电厂21000MW“上大压小”工程汽轮机设备技术协议买方：华能莱芜发电有限公司卖方：上海电气集团股份有限公司2012年9月华能莱芜电厂2x1000MW“上大压小”工程汽轮机设备采购合同附件目 录附件1 技术规范1附件2 供货范围97附件3 技术资料和交付进度127附件4 交货进度143附件5 工厂检验、设备监理和性能验收试验144附件6 技术服务、培训和设计联络154附件7 分包商/外购部件情况157附件8 大件部件情况158 华能莱芜电厂2x1000MW“上大压小”工程汽轮机设备采购合同附件附件1 技术规范1 总 则1.0.1 本技术协议适用于华能莱芜发电有限公司2100

2、0MW“上大压小”工程超超临界二次再热凝汽式汽轮机及其附属设备。汽轮机参数为31.0MPa（THA）/600/620/620。1.0.2 本技术协议的范围包括汽机本体及其附属设备、凝汽器、低压加热器、本体疏水扩容器、高加事故疏水扩容器等。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。由于卖方原因引起的供货范围内配套辅助设备（参数暂定部分）变化，经双方讨论后确定，不引起商务变化。1.0.3 卖方提供的设备应是成熟可靠、技术先进的产品。1.0.4 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，卖方应提供满足本技术协议和所列标准要求的高质量产品及其

3、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。1.0.5 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。1.0.6 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。分包（或对外采购）的主要产品制造商应征得买方的认可。对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方应考虑和提供与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。1.0.7 本工程采用电厂标识系统，采用KKS编码标准，编码深度到元件级。卖方提供的技术资料（包括图纸）和

4、设备的标识必须有编码。具体标识要求由设计院在以后的设计联络会上提出。1.0.8 本技术协议作为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。1.1 工程概况1.1.1 项目概况华能莱芜发电有限公司始建于1972年，一期装机容量为405MW（原为3125MW，后经通流改造为3135MW），已超出服务年限，已经拆除。二期工程已扩建2330MW亚临界抽凝式汽轮机，发电机为330MW双水内冷发电机，配21025t/h煤粉炉。本期工程根据国家有关规定，上大压小建设21000MW超超临界湿冷机组。1.1.2 地震烈度根据山东省地震工程研究院莱芜电厂21000MW“上大压小”工程场地地震安全性评价报告，场地地震基

5、本烈度为7度，地震动反应谱特征周期为0.35s。1.1.3 运输莱芜市铁路交通条件便利，辛（店）泰（安）铁路、磁（窑）莱（芜）铁路在莱芜交汇，并与京沪铁路相接。电厂现有铁路专用线由莱芜矿区的南冶煤矿铁路专用线上接轨，矿区铁路由东莱线的颜庄车站接轨，专用线正线长11.679km，其技术条件：Rp=300m，Ip=6，在专用线进厂前约1km处设有长1050m的机车走行线，目前电厂铁路牵引质量为5000t，专用线等级为工企II级标准。颜庄站为东莱线上的一个四等中间站，现有到发线六条，正线一条，预留一条，车站东侧设有尽头式货物线一条。专用线厂内设有厂前站和卸煤线，呈纵列式布置。厂前站设有到发线两条（含

6、正线），到发线有效长为1050m，站内配有轨道衡。厂内设有尽头卸煤线三条，厂内采用卸煤沟卸煤，有效长分别为290m、390m、400m。现2330MW机组铁路专用线在电厂既有专用线上开叉接轨，厂区铁路新增3股配线，1股重车线、1股空车线、1股机车走行线，空重车与机车走行线有效长分别为875m、800m和750m。为了满足电厂运量增加的需要，在颜庄站内增加一条到发线。本期工程铁路专用线在电厂既有专用线上开叉接轨，现有铁路专用线为II级。本期工程设两台尽端式翻车机卸煤设施，在翻车机前设翻车机车场，场内设5条股道，其中重车线两条、空车线两条、机车走行线一条。除一条空车线利用已有铁路外，其余四条均需新

7、建。莱芜市公路交通网发达，由市区向外辐射。博莱高速路、泰莱高速公路和莱新高速路与济青高速、京福高速、京沪高速公路相通。厂址东侧约3km处为205国道，公路交通十分便利。1.1.4 水源电厂生活用水为地下水；锅炉补给水采用水质较为稳定的地表水，脱硫用水采用循环水的排污水，循环冷却水系统的冷却水采用污水处理厂的中水与水库来水的混合水。1.1.5 循环冷却水系统循环水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环冷却系统。1.1.6 输配电布置电厂两台机组以发电机变压器组接线接入500kV系统。1.1.7 设备使用条件（1）机组运行方式：定一滑方式运行。（2）负荷性质：带基本负荷并有调峰运行的能力。（3）机组布

8、置方式：室内纵向布置，机组顺列布置，汽轮机机头朝向固定端。（4）机组安装检修条件：机组运转层标高15.50m（暂定）。（5）循环冷却水：当循环冷却水系统采用二次循环冷却系统时水温如下：设计温度20.5 凝汽器（双背压）平均背压：4.80kPa(a)；夏季最高温度31.5 凝汽器（双背压）平均背压：10.0kPa(a)。1.1.7.1 循环冷却水质根据水资源论证情况及其审查意见，本期工程循环水采用带冷却塔的循环水供水系统，水源为百乐污水处理一厂及二厂的中水、雪野水库及牟汶河拦河闸水库的地表水，其中雪野水库地表水为一期工程水源，机组关停后其水转到本期工程。循环冷却水质样品分析结果见下表（未考虑浓缩

9、倍率，循环水浓缩倍率按3.7倍设计）：含量 I.II.III.项目(Bz)mg/LC(Bz/Z)mmol/LX(Bz/Z)%CaCO3mgL-1总 硬 度375每 升 水 中 毫 克 数总氮（以N计）/碳酸盐硬度210氨氮（以N计）0.2非碳酸盐硬度165色度（倍）/总碱度210粪大肠菌群（个/L）/阳 离 子K+14.660.37酚酞碱度0Na+102.64.46甲基橙碱度210Ca2+120.246.0Mg2+18.231.5每 升 水 中 毫 克 数游离CO2/NH4+3.740.21非活性硅(以Si计)6.9Fe3+00活性硅(以Si计)10.1Fe2+0.0520.002CODMn7

10、.68Al3+/总磷（以P计）/BOD58.0可溶性固 体总量848.2合计阴离子Cl-1684.74固体总量865.2SO42-168.553.51动植物油/HCO3-256.284.2石油类/CO32-00OH-pH7.44NO2-/电导率(25S/cm)1289NO3-10.60.17悬浮物（mg/L）17.0PO43-3.830.12细菌总数（cfu/ml）/阴离子表面活性剂(mg/L)/备注：合计607.2612.741.1.7.2 辅机冷却水辅机冷却水：闭式循环冷却水，设计温度37.5，设计压力0.4-1.0MPa 开式循环冷却水，设计温度34.5, 设计压力0.2-0.5MPa1

11、.1.8 厂用电系统电压中压厂用电电压等级暂定为10kV/6kV一级，3相，50Hz，额定功率200kW及以上的电动机的额定电压为10kV/6kV。低压厂用电系统（包括保安电源）为380V三相四线制、50Hz；额定值200kW以下的电动机额定电压为380V，交流控制电压为单相220V。直流控制电压为110V，来自直流蓄电池系统，直流系统额定电压为110V，电压变化范围-15%+10%。直流油泵的电机额定电压为220V/110V直流，与直流蓄电池系统相连，直流系统额定电压为230V，电压变化范围-12.5%+12.5%。设备照明由单独的380V/220V照明变压器引出，检修插座电源额定电压为38

12、0/220V、70A、三相四线制、50Hz，单相220V、20A。1.1.9 仪用压缩空气仪用压缩空气通常清洁、干燥、少油，压力范围为0.4至0.8MPa(g)。1.1.10 水文、气象条件1）水文条件厂区洪水的威胁主要来自电厂厂区西面和北面的莲花河。根据水文专业资料，厂区河段的设计洪水位，一期3135 MW机组大门口附近100年一遇洪水位223.47m，莲花河右岸为防洪墙，本期附属设施区不受莲花河100年一遇洪水影响。本期煤场区西侧莲花河100年一遇洪水位214.64m，煤场区场地自然地面标高为218.50222.60m，煤场区场地不受莲花河100年一遇洪水影响。本期汽车卸煤沟区自然地面标高

13、210.50215.30m，部分场地低于莲花河100年一遇洪水位，需要采取防洪措施。铁路南侧电厂厂区，自然地面标高217.30238.80m，莲花河100年一遇洪水位，亦不受莲花河洪水影响。2）主要气象特征值累年平均气温为 12.7。累年极端最高气温为 39.2，发生于1960.6.21和1967.6.6两次；累年极端最低气温为 -22.5，发生于1957.2.11。累年全年主导风向为：E 相应频率为11；累年夏季主导风向为：E 相应频率为10；累年冬季主导风向为：E 相应频率为12；累年最大积雪厚度24cm，发生于1957.2.2；累年最大冻土深度为44cm，发生于1963、1976两年。1

14、.2 主要技术规范：汽轮机型式：超超临界、二次中间再热、五缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、回热抽汽级数10级。1.2.1 铭牌功率工况（TRL）下参数功率 MW 1000额定主汽门前压力 MPa（a） 32.435额定主汽门前温度 600额定一次再热汽阀前温度 620额定二次再热汽阀前温度 6201.2.2 最大连续功率（TMCR）下参数功率 MW 1043.9主汽门前压力 MPa（a） 32.445主汽门前温度 600额定一次再热汽阀前温度 620额定二次再热汽阀前温度 6201.2.3 阀门全开（VWO）功率下参数功率 MW 1070.433主汽门前压力 MPa（a） 33.33 主汽门前

15、温度 600额定一次再热汽阀前温度 620额定二次再热汽阀前温度 6201.2.4 热耗保证工况（THA）下参数功率 MW 1000额定主汽门前压力 MPa（a） 31额定主汽门前温度 600额定一次再热汽阀前温度 620额定二次再热汽阀前温度 6201.2.5 给水温度（铭牌工况） 327.91.2.6 工作转速 r/min 30001.2.7 旋转方向(从汽机向发电机看)：顺时针1.2.8 最大允许系统周波摆动：47.551.5 Hz1.2.9 从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置。1.2.10 汽轮机旁路暂定为高压旁路40%的三级串联旁路。1.2.11 给水泵配置： 250%汽动给水

16、泵。1.2.12 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采用小旁路系统。1.2.13 本技术协议中压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力。1.3 设计条件1.3.1 二次再热与四级高压加热器（其中两级高加设外置式蒸汽冷却器），一级除氧器和五级低压加热器组成十级回热系统。本工程如在回热系统有烟气热量利用，卖方应配合买方进行相关热力性能计算工作。1.3.2 除氧器加热、驱动给水泵汽轮机、厂用辅助蒸汽系统采用五级抽汽。驱动给水泵汽轮机的备用汽源采用一次冷再热蒸汽。给水泵小汽机排汽至主机凝汽器。1.3.3 进入汽轮机蒸汽品质如下：钠 5 gkg 二氧化硅

17、 15 gkg 铁 10gkg 铜 3 gkg 氢电导率（25）0.20scm1.4 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

18、于上述标准，则以本技术协议的要求为准。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。1.4.1.6 现场验收试验，凡未另行规定的，均应按照ASME 试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASME PTC6最新版执行。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

19、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的有关规定（包括但不限于以下标准）：DL/T 5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程DL5053-1996原电力部火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL5190.3-2012电力建设施工技术规范（第3部分：汽轮发电机组）DL5190.5-2012电力建设施工技

20、术规范（第5部分：管道及系统）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DL/T834-2003火力发电厂汽轮机防止进水及冷蒸汽导则DL/T892-2004电站汽轮机技术条件GB50660-2011大中型火力发电厂设计规范华能集团公司防止电力生产重大事故的重点要求如在设备设计制造之前，国家、行业颁布了新标准、规范，则相应执行最新版本的有关规定。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。1.4.5 卖方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，按较严格标准执行。2 技术要求2.1 汽轮机本体性能要求2.1.1汽轮发电机组应能在

21、下列条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出铭牌功率1000MW (扣除静态励磁和非同轴驱动的主油泵、氢密封油泵所消耗的功率)，此工况称为铭牌工况(TRL工况)。此工况下的进汽量称为铭牌工况进汽量。(1) 额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及规定的汽水品质；(2) 汽轮机低压缸排汽背压为10.0kPa(a)； (3) 补给水量为1.5；(4) 额定给水温度；(5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6) 汽动给水泵满足额定给水参数；(7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压时，发电机效率为99%。2.1.2 汽轮机进汽量等于铭牌工况进汽量，在下列条件

22、下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率(扣除静态励磁和非同轴驱动的主油泵、氢密封油泵所消耗的功率)称为最大连续输出功率。此工况(即汽轮机TMCR工况)下发电机输出功率1043.9MW。(1) 额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；(2) 汽轮机低压缸排汽背压4.8kPa(a)；(3) 补给水量为0；(4) 所规定的给水温度；(5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6) 汽动给水泵满足规定给水参数；(7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压时，发电机效率为99%。2.1.3 汽轮发电机组应能在调节阀全开，其它条件同2.1.2时，汽轮机的进汽量应不小

23、于103的铭牌工况进汽量，此工况称为调节门全开(VWO)工况。2.1.4 当机组功率(扣除静态励磁和非同轴驱动的主油泵、氢密封油泵所消耗的功率)为铭牌功率1000MW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。2.1.5 汽轮发电机组应能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。2.1.6 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）卖方应提供机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂

24、用电）持续运行的时间：15分钟。（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）汽轮机能在低压缸排汽温度不高于90下长期运行。（5）不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况在运行维护说明中提供。2.1.7 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，在其寿命期内应能承受下列工况，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）：700次（3）热态启动（停机不

25、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）：200次（5）负荷阶跃10额定负荷/分钟：12000次各种运行方式下机组寿命消耗的分配数据表见下：启动方式次数寿命损耗%/次总寿命损耗%冷态2000.01152.3温态7000.01158.05热态30000.011534.5极热态200不计不计负荷阶跃（10%THA/min）12000不计总计44.85说明：寿命损耗与蒸汽温度、转子的温度和变化速率有关。上述冷态启动的蒸汽温度以不大于400C，中压冷再热压力不大于2.5MPa(a)为限。2.1.8 汽轮机运

26、行模式：（1）机组商业运行后，年利用小时数不应小于6500小时，年运行小时数不小于7800小时。强迫停机率0.5，强迫停机率计算公式：（2）机组运行模式符合以下方式：负荷每年小时数100%420075%212050%118040%300 （3）卖方提供各等级检修典型项目及检修周期。检修间隔与机组的等效运行小时有关，等效运行小时计算公式为： Ta = Tb+ ns 25 式中：Ta - 为等效运行小时Tb - 为实际运行小时ns - 为所有冷、温、热、极热态启动次数的总和检修（小、中、大修）的等效运行时间间隔等效运行小时250005000075000100000125000150000检修类型小

27、修中修小修大修小修中修 各类检修的范围（ 表示要检修）检修内容小修中修大修阀门和油动机电液执行机构主调门检修及调整+ 更换部件供油站调门封汽片及调节器真空泵HP 蒸汽站（DUMP）蒸汽蝶阀带执行机构的抽汽阀冷再热和抽汽蝶阀检查高温螺栓检查基础基础和联轴器底板螺栓检查轴承座和轴承轴承座打开轴承+替换部件轴承找中、密封线检查、间隙测量汽缸开缸+替换部件高温螺栓检查末级叶片状态检查中压外缸螺栓及紧力转子高压转子其他挠度检查汽缸和轴承底版导向检查+替换部件密封渗漏、拆洗检查管路检查，消漏蒸汽滤网拆洗检查转子盘车设备检查2.1.9 机组的允许负荷变化率应为：1）在50100TMCR负荷范围内 不小于5T

28、MCR/每分钟2）在3050TMCR负荷范围内 不小于3TMCR/每分钟3）在30TMCR负荷以下 不小于2TMCR/每分钟4）允许负荷阶跃 10额定负荷/每分钟2.1.10 机组在整个寿命期间内周波变化范围及允许持续运行时间均应符合最新版IEC标准规定，卖方应提供机组在整个寿命期内的周波允许变化范围及允许运行的时间。汽轮机应能在51.547.5 Hz的额定转速下持续运行，没有持续时间和出力的限制。但不得低于下表值：周波时间限制47.5Hz 51.5Hz无限制 51.5Hz在低压叶片的寿命期内总计不超过2小时2.1.11 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

29、式的要求。汽轮机允许的主蒸汽及再热蒸汽参数运行范围： 参数名称限制值主蒸汽压力任何12个月周期内的平均压力1.00P0保持所述年平均压力下允许连续运行的压力1.05 P0例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间12小时1.20 P0一次冷再热蒸汽压力1.25P1二次冷再热蒸汽压力1.25P1主蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度1.00 t1保持所述年平均温度下允许连续运行的温度t1+5例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间400小时t1+8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t1+12不允许值t1+12再热蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度1.0

30、0t2保持所述年平均温度下允许连续运行的温度 t2+5例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间400小时t2+8(暂定，二联会确定)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t2+10(暂定，二联会确定)不允许值t2+10(暂定，二联会确定)表中：P0 额定主汽门前压力MPa(a)Pl 额定冷再热蒸汽压力（铭牌工况）MPa(a)t 额定主汽门前、一次、二次再热汽阀前温度2.1.12 主蒸汽管道、两级再热蒸汽分别采用二根平行管道供汽，机组在启动和正常运行时二根管道中的蒸汽温度偏差值不大于17。在不正常情况下能承受的最大温差为28，时间不超过15分钟，且出现同样情况至

31、少间隔4小时。2.1.13 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。还应提供轴系扭振、自振频率，在工频和二倍工频10%范围内无扭振、自振频率。2.1.14 汽轮机在所有稳定运行工况下(额定转速)运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直、横向和轴向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得垂直、横向双振幅相对振动值应不大于0.05mm，各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值应不大于0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.125mm。（1）卖方提供各轴承型式、主

32、要数据及瓦型、失稳转速等，对于对数衰减率，说明所采用的计算公式和判别准则。（2） 卖方提供安装扬度曲线，并分别说明冷态标高中考虑的因素及采用的数值。确定轴承标高，以使机组各轴颈处不因此而产生附加弯矩为准则，同时还要根据影响机组标高的运行因素如抽真空等对冷态标高进行必要的修正。（3）卖方在机组出厂前做高速动平衡消除不平衡量，确保轴系稳定性及机组运行安全性，不应考虑在电厂做动平衡解决卖方本身的设计和制造误差。如确有需要，不能超过两次，如果增加次数，则由卖方负责发电量的损失。2.1.15 当汽机负荷从100甩至零时，汽轮发电机组应能自动降至同步转速，并自动控制汽轮机的转速，以防机组脱扣。2.1.16

33、 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，在背压达到20kPa（a）时，将发出报警信号，以便及时找出原因，避免发生高背压的跳机，跳机背压为30kPa (a)，上述背压下对机组的高负荷没有限制，即允许在最大背压值下，机组在阀门全开状态下连续运行。机组在额定负荷下运行时允许的最大背压值为28 kPa (a)。2.1.17 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，在汽轮机的背压为3.8kPa20kPa条件下, 发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间不应超过1分钟。2.1.18 现场超速

34、试验时，汽轮机应能在112额定转速下作短期运行，这时任何部件都不应超应力，各轴系振动也不应超过报警值。2.1.19 汽轮机旁路系统：同1.2.10节。2.1.20 距汽轮机外壳外1米，汽机运转层上1.2米高处的假想平面处所测得的噪声水平不大于85dB(A)。噪声测量方法按IEC-1063。2.1.21 机组带基本负荷为主，并具有不低于额定容量65%的调峰能力。卖方应提供机组主蒸汽参数、热耗与对应负荷的曲线。2.1.22 汽轮机应采取成熟的措施防止固体颗粒侵蚀（SPE）。2.1.23 提供汽机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，从额定负荷到与锅炉最低负荷相配合的滑压运行曲线，以及滑参数停机特性

35、曲线。曲线中至少应包括主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量以及机组的转速、负荷变化等，锅炉厂负责归口机炉联合启动曲线，卖方配合并满足机组启动要求。2.1.24 卖方应提供汽轮机的启停方式和必要的运行数据。至少包括和旁路系统的匹配，主汽阀、调节汽阀、再热汽阀和通风阀的启闭顺序，启动过程中的限制条件等。2.1.25 卖方提供汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数。2.1.26 卖方应负责对汽轮发电机组整个轴系的振动、扭振、临界转速、润滑油系统及靠背轮负责统一归口设计，以使机组具有可靠的稳定性。2.1.27 高压加热器不属主机配套设计，但卖方在汽机热平衡计算时，应提出各种运行工况下各高压加热

36、器端差和参数。2.1.28 VWO工况作为汽轮机附属设备等设计选择的基础。2.1.29 汽轮机应配置就地和远方手动停机装置。2.1.30 卖方提供的末级叶片选用较高的根部反动度，确保在30%低负荷时根部不发生负反动度，避免湿蒸汽回流造成叶片水蚀。机组负荷与低压缸进汽流量的关系曲线见下图。2.1.31 汽轮机安全的扭振检测报警、跳机定值在一联会上提供。2.2 机组热耗率2.2.1 机组热耗率的计算（1）机组热耗保证工况卖方保证热耗率7051kJ/kW.h。（2）卖方按下式计算汽轮发电机组在热耗保证工况条件下的热耗率（不计入任何正偏差值）。汽轮发电机组热耗率 = 式中：Wt： 主蒸汽流量kg/hW

37、r1： 一次再热蒸汽流量kg/hWr2： 二次再热蒸汽流量kg/hHt： 主汽门入口主蒸汽焓kJ/kgHr1：经一次再热器的蒸汽焓差kJ/kgHr2： 经二次再热器的蒸汽焓差kJ/kgHf： 最终给水焓kJ/kgkWg： 发电机终端输出功率kW：当采用静态励磁、非同轴电动主油泵、氢密封油泵时各项所消耗的功率以上公式是指未使用减温水的工况，如使用时应予修正。卖方应按下列条件计算保证热耗率：给水泵汽轮机效率 85%给水泵效率86%一次再热系统和二次再热系统压降分别为6%和10%。1、2、3、4段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5%，小汽机进汽管道压损为5。给水泵汽轮机排汽压力分别按5.3KPa（TH

38、A），10.5kPa（TRL）。高加上端差根据主机情况进行优化，下端差取5.6。低加上端差取2.8，下端差取5.6。各加热器端差数值（卖方填写）1#高加2#高加3#高加4#高加6#低加7#低加8#低加9#低加10#低加上端差-1.70002.82.82.82.82.8下端差5.65.65.65.65.65.6/卖方应提供附详细数据（包括流量、功率、压降、端差、温升、焓值等）的热平衡图，修正曲线及有关说明。还应提供进行热耗值的测量、计算、修正时用的有关规程、规定。卖方应负责提供下列各项对汽轮机热耗和出力的修正曲线：（1）凝汽器背压；（2）厂用蒸汽（3抽、6抽）；（3）汽轮机进汽初参数（主蒸汽和再

39、热蒸汽）；（4）各级抽汽压损；（5）最终给水温度；（6）再热系统压降；（7）抽汽管道压降；（8）给水加热器端差。2.2.2 卖方提供机组下列各种工况的热耗率及汽耗率（空白部分一联会确定）： 工况工况名称发电机功率MW背压kPa补给水率%热耗率kJ/kW.h汽耗率kg/kW.h工况1TRL工况1000101.572962.678工况2TMCR工况1043.9044.8070402.566工况3VWO工况1070.4334.8070342.577工况4THA工况10004.8070512.547工况585% THA工况0工况670% THA工况0工况760% THA工况0工况850% THA工况0

40、工况940% THA工况0工况10带厂用辅助蒸汽工况0工况11高加全停工况0注： 带厂用辅助蒸汽工况辅汽抽汽量按汽轮机发额定出力允许的最大抽汽量考虑。2.2.3 提供在保证热耗和汽耗率下给水泵及给水泵汽轮机的负荷值。2.2.4 汽轮机性能试验标准采用ASME PTC6最新版，试验的仪表及精度，由卖方提供意见，经买方认可。2.3 汽轮机本体结构设计要求2.3.1 一般要求（1）卖方应对汽轮机设备进行性能和质量保证。汽轮机高中压部分在制造厂总装、盘车，整体出厂，满足现场不拆缸安装的条件。卖方可对厂内总装情况及总装试验加以说明。（2）卖方应对超超临界机组的选材提供说明，并与卖方已生产过的超超临界机组

41、的材料进行对比（应以中国耐热钢的牌号表示方法表示，如为国外钢材，应注明中外对照牌号，并标明使用温度界限、产地国别）。说明应包括汽缸、转子、叶片、进汽室、高压联合汽门、再热联合汽门、高温螺栓等高温部套件，包括常规及高温应力下的一般机械性能数据，特别是高温持久强度、蠕变等重要性能及其对寿命和汽机本体性能的影响，并注明长期使用温度和允许工作压力。（3）在考虑轴系稳定性时，必须要考虑蒸汽激振力的影响。（4）汽轮机的滑销系统应保证长期运行灵活，滑销系统采用自润滑合金。（5）机组的设计应充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。防止汽机进水的规定按ASME TDP-1最新版标准及火力发电

42、厂汽轮机防止进水及冷蒸汽导则（DL/T834-2003）执行。（6）卖方应对所有连接到汽缸上的管道，提出允许外部作用力及力矩的要求及计算公式。当买方管道设计不能满足卖方要求时，在设计联络会上双方协商解决。（7）机组采用高压缸、第一再热中压缸、第二再热中压缸联合启动方式。（8）机组在任何工况下启动（冷态、温态、热态、极热态启动）时保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。（9）除回热抽汽、给水泵汽轮机驱动用汽外，机组应能供给厂用蒸汽量：二次再热冷段（或其他）可抽100t/h，六段抽汽可抽50t/h，并在此工况（分别抽汽）下汽轮机应能带额定负荷。卖方在第一次设计联络会上提供汽轮机在带额定负荷时允许

43、的各段最大抽汽量。（10）卖方对性能监测和计算（包括汽机热耗率、缸效率等）予以配合，提供必需的技术支持。（11） 机组应沿转子轴向不同位置上安装数量足够的转速测量装置，具体要求见2.4.3 9节。2.3.2 汽轮机转子及叶片（1）汽轮机转子采用整锻无中心孔转子。（2）汽轮机设计应允许不揭缸进行转子的动平衡。（3）转子的临界转速应符合2.1.13节的要求。（4）各转子的脆性转变温度（FATT）的数值如下：高、中压转子锻件均为FB2材料，其FATT（50%为脆性）50C。低压转子锻件材料为3.5NiCrMoV钢，其FATT（50%为脆性）0C。本机组的低压缸进汽温度390, 不采用超纯净钢的低压转

44、子。高压转子、中压转子和低压转子的FATT试样取自轴颈部位，以避免在转鼓中心取样造成应力的增加。低温脆性转变温度（FATT）的数值由试验确认。（5）转子相对推力瓦的位置应设标记，以便容易地确定转子的位置。（6）叶片的设计应是先进的、成熟的，使叶片在允许的周波变化范围内不致产生共振，并提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔（CAMPBELL）图。（7）由于蒸汽参数高且采用直流锅炉，卖方采取措施防止汽轮机固体颗粒侵蚀（SPE）。（8）任何一级蒸汽的含水量应限制在优良设计的百分比范围内，以保证汽轮机有较长的寿命，低压末级及次末级叶片应具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机应设有足够的除湿用的疏水口。卖方

45、应采取措施提高末几级叶片抗水蚀的能力。（9）动静叶片需采用更为合理的型线，以降低型线和端部损失。为防止激振力引起轴系扭振造成叶片疲劳损坏，叶片的设计特别是叶根应考虑有足够的裕量。（10）转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值由卖方在一联会上提供。删除。（11）提供转子及叶片材料化学成分，常温和高温机械性能。（12）汽轮机各转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度应达到1.0mm/s。（13）每台汽轮机转子，应在制造厂进行超速试验。超速试验转速为额定转速的120%，持续不超过2分钟。（14）卖方在发电机靠汽机端装有的接地电刷防止发电机产生的轴电流、轴电压对汽轮机轴的损伤。（15）转子必须经轴系不平

46、衡影响计算、轴系稳定性计算、转子扭振计算，且都应处于合格范围内，并将计算结果提供给买方确认。（16）卖方应提供停盘车的要求。（17）卖方应提供汽轮机及发电机轴系考核工况下各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数的数值。并根据下列工况分析机组的安全性：（a）发电机出口两相短路（2SC）（b）发电机出口三相短路（3SC）（c）故障同步一故障相位角1050（OPS）（d）线路故障切除清理时间为80ms至300ms的三相闭合清理（FC）（e）由于不平衡负荷产生的稳态晃动（SSO）2.3.3 汽缸（1）汽缸的设计应能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形量小，能始终保持正确的同

47、心度，任何情况下，不应影响机组的安全运行。卖方提供防止或减小汽缸变形量的措施。（2）各汽缸均应采用已有成熟的结构和材料。（3）卖方提供低压缸自动喷水系统中本体管道、阀门、附件等和自动控制装置。喷水装置的安装部件和喷水方向恰当，不得因喷水而损伤叶片。（4）卖方提供保护整个机组用的在每个低压缸上半部设置的排汽隔膜阀（即大气阀），该阀应有足够的排汽面积，排汽隔离阀的爆破压力值为：10kPa(g)。低压缸人孔门与防爆门分开设置。（5）提供汽缸法兰螺栓的专用力矩扳手及质量可靠的电加热装置，包括所有附件、伸长量测量装置和控制设备，电加热装置采用直流电源，并提供厂家由买方确认。（6）提供揭缸时分开汽缸结合面

48、的装置（包括液压千斤顶和专用顶丝）和措施。（7）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。汽轮机壁温测点，应有明显的标志，并提供便于安装检修的措施，内缸壁温测点应能在不揭缸的情况下拆换。高温高压工作区域设置内窥检查结构，保证小修期间局部通流部件检查。（8）为防止蒸汽激振引起的低频振动，高压部分汽封应选择合适的汽封间隙及结构型式。汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和推挡间隙，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。（9）汽轮机高压缸、一次再热中压缸和二次再热中压缸在制造厂内组装，整体发运到现场。卖方应提供汽缸的外形尺寸和重量，并提供现场

49、安装方法及安装标准。（10）低压外缸直接坐于凝汽器上，与凝汽器采用刚性连接。（11）各汽缸的设计应能保证在不揭缸的情况下加装平衡块，卖方应提供相应的专用工具。2.3.4 轴承及轴承座（1）主轴承的型式应确保不出现油膜振荡，各轴承的设计失稳转速应在额定转速125以上，具有良好的抗干扰能力。充分考虑汽流激振力的影响。卖方需提供轴承的失稳转速及对数衰减率的计算数据。（2）检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。（3）主轴承应是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整，同时应是自对中心型的。（4）任何运行条件下，各轴承的回油温度一般不超过75，轴承回油管上设探杆孔。在

50、油温测点及油流监视装置之前，不得有来自其他轴承的混合油流。（5）轴瓦采用新的钨金材料，允许在115以下长期运行。（6）推力轴承应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的磨损量测量装置和正、负推力瓦的金属温度测点各4个，并提供回油温度表。在汽缸或推力轴承的外壳上，应设有一个永久性基准点，以确定大轴的位置。在机组负荷变化过程中，推力变化不影响机组安全运行。（7）各支持轴承（包括发电机组的轴承）均应设轴承金属温度测点（不小于两点），轴承和测温元件能单独更换。（8）卖方提供各工况推力轴承的具体推力数值及方向。（9）轴承座上设置测量大轴弯曲，轴向位移、胀差和膨胀的监测装置。(

51、10）轴承座的适当位置上，装设轴瓦振动及轴振动测量装置各两套。为了测量振动相位，在轴的外露部分装置固定的键相信号标志，该位置应便于测取键相信号传感器的安装和信号线的引出。2.3.5 高压主汽门及调节汽阀、一次再热中压联合汽门、二次再热中压联合汽门、排汽逆止阀（包括高压缸及一次再热中压缸排汽逆止阀）（1）高压主汽门及调节汽阀、一次再热中压联合汽门、二次再热中压联合汽门应严密，采用具有高强度的耐热钢材，能承受在主蒸汽、一次再热、二次再热汽管道上做1.5倍设计压力的水压试验。选择较好的阀腔室及合适的通道型线，以减少冲击波和涡流损失以及降低汽流激振力和振动噪音。（2）高压主汽门及调节汽阀、一次再热中压联合汽门、二次再热中压联合汽门的材质应能适应与其相联接管道的焊接要求。卖方应提供主蒸汽管道、一次再热、二次再热热段管道与各自阀门的焊接方法及坡口加工图。卖方应在制造厂对异种钢或不同管径进行焊接并提供其过渡段，过渡段要求在制造厂内完成焊接和热处理，保证与电厂管道同种钢焊接的口径和坡口。（3）高压主汽