(哈汽)内蒙古锦联8×660MW汽轮机技术协议(最终版)

1、内蒙古锦联铝材有限公司8×660MW超临界直接空冷机组汽轮机技术协议内蒙古锦联铝材有限公司（8×660MW超临界燃煤机组）汽轮机及低压加热器设备技术协议 买方：内蒙古锦联铝材有限公司 卖方：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司 设计院：河南省电力勘测设计院2013年6月签字：内蒙古锦联铝材有限公司： 代表： 河南省电力勘测设计院： 代表： 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司： 代表： 2内蒙古锦联铝材有限公司8×660MW超临界直接空冷机组汽轮机技术协议 目 录附件1 技术规范1附件2 供货范围113附件3 技术资料及交付进度155附件4设备监造（工程检验/试验）166附件5 性能

2、验收试验173附件6 性能保证违约金176附件7 技术服务和联络177附件8交货进度（单独提供）181附件9 价格表（单独密封提供）183附件10 分包商/外购部件情况183附件11 大件部件情况183 内蒙古锦联铝材有限公司8×660MW超临界直接空冷机组汽轮机技术协议 附件1 技术规范1 总 则本技术协议书适用于内蒙古锦联铝材有限公司 8×660MW超临界直接空冷汽轮机本体及其附属设备、联合排汽装置、低压加热器等设备的供货。它包括设备本体及其辅助设备的功能设计、结构、制造、性能、安装和试验等方面的技术要求。在本技术协议书中所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对

3、一切技术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，但卖方保证提供符合本技术规范书和相关工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准必须满足其要求。卖方须执行本规范书所列要求、标准，本规范书中未提及的内容均应满足或优于本规范书所列的国家标准、电力行业标准和有关国际标准。本规范书所使用的标准如与卖方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。当本规范书中所提及的标准已修订时，以修订后版本执行。买方卖方在本文件中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、运行和维护等执行标准清单给买方，买方确认。标准应为最新版本。在签订合同之后，买方保

4、留对本技术规范书中提出补充要求和修改的权力，卖方承诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由卖方、买方双方共同商定。本技术规范书中经买卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。本技术规范书中未尽事宜，由双方协商确定。 设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备报价中，卖方保证买方不承担有关设备专利的一切责任。卖方提供高质量的设备，这些设备是成熟可靠、技术先进的产品，对本供货范围中的设备成套系统内设备（含辅助系统与设备、附件等）负有全责，包括对外采购的产品。本工程采用KKS标识系统，深度到元件级，卖方提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有KKS编码。编码范围包

5、括卖方所供系统、设备、主要部件和构筑物等，由设计院统一协调。卖方在设计、制造、运输、安装、试运及项目管理等各个环节使用KKS编码。具体标识要求由设计院在以后的设计联络会上提出。买方若对系统进行的各项优化，卖方要积极配合，提供买方所需的相应工况的热平衡图，并不影响报价。2工程概况2.1工程介绍内蒙古锦联铝材有限公司8×660MW超临界直接空冷、燃煤发电机组。2.1.1厂址所在地2.1.2厂区岩土工程条件2.1.3地震烈度2.1.4运输2.1.5燃料2.1.6水源辅机换热器暂选择不锈钢材质。2.2气象条件2.3设备使用条件2.3.1机组运行方式： 定滑定方式运行。2.3.2负荷性质： 主

6、要承担基本负荷，并调峰运行。2.3.3机组布置方式： 室内纵向布置，机组左扩建（从汽机房向锅炉房看），机头朝向扩建端（暂定）。2.3.4机组安装检修条件：机组运转层标高13.7m（暂定）。最大起吊高度距运转层：吊低压缸（不带横担）为 11.5 m ，吊低压转子（包括横担高度）为 12 m，最大起吊重量：安装时 低压转子93343 kg，检修 低压转子93343 kg。2.3.5服务设施机组辅机冷却水采用闭式循环冷却水和开式循环冷却水系统（辅机冷却水开式或闭式待定）。1) 闭式循环冷却水系统的工作压力为0.40.8MPa,最高温度为 40 ，闭式冷却水补充水源为除盐水。2) 开式循环冷却水采用二

7、次循环冷却。开式循环冷却水系统的的工作压力为0.20.6MPa(g),最高温度为38。3) 厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.400.7MPa（a），最高温度为50。4) 电源：交流电源供电电压： 6KV，380/220V（额定容量200kW电动机的额定电压为6kV） 直流电源供电电压：220V直流控制电源供电电压：110V2.4 汽轮机主要技术规范 2.4.1 额定功率(TMCR)（在发电机端）： 660MW 2.4.2 汽轮机型式：采用超临界、一次中间再热、二缸二排汽、单轴、直接空冷凝汽式机组。2.4.3 参数主汽门前额定压力：MPa（a）24.2 主汽门前额定温度：566再热主汽阀前

8、额定温度：566 回热加热级数：7级冷却方式: 机械通风直接空冷系统2.4.4设计背压（暂定）： 额定背压：13 kPa（a）（设计气温11），给水泵汽轮机背压：12kPa；夏季背压： 32 kPa（a）（夏季满发气温32），给水泵汽轮机背压：34kPa2.4.5 给水温度（额定工况）：276.2（最终按热平衡优化确定）2.4.6 工作转速：3000r/min2.4.7 旋转方向（从汽机向发电机看）：顺时针2.4.8 长周期连续运行允许系统周波摆动 48.550.5 Hz。2.4.9 从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置（暂定）。2.4.10 给水系统暂定每台机组配置2台50容量的汽动给水

9、泵和一台约30%容量的电动给水泵（暂定）。给水泵小汽机考虑采用间接空冷，正常背压及夏季背压分别为12,34kPa。二台汽动泵正常运行，电动泵作为启动用泵。2.5 设计条件2.5.1 回热系统暂定为具有一次再热与三级高压加热器（内设蒸汽冷却段和疏水冷却段），一级除氧器和三级低压加热器组成七级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。汽机低压缸排汽排入排汽装置。2.5.2 第四级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机及厂用辅助蒸汽系统。驱动给水泵汽轮机的备用汽源采用冷再热蒸汽。卖方结合电动给水泵容量提供备用及正常汽源切换前后的热平衡图。2.5.3 本合同文件中压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力。2

10、.5.4 锅炉水汽质量标准（执行GB/T 121452008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量）：2.5.4.1给水质量标准：二氧化硅：10g/L（期望值：5g/ L）；铁： 5g/L（期望值：3g/ L）；铜： 2g/L（期望值：1g/ L）； 钠： 3g/L（期望值：2g/ L）； TOC： 200g/L电导率：0.15S/cm(经氢离子交换后，25)（期望值：0.10S/cm）；pH（加氧处理）：8.09.0pH（挥发处理）：9.29.6溶解氧（加氧处理）：30150g/L溶解氧（挥发处理）：7g/L2.5.4.2主蒸汽质量标准：二氧化硅：10g/kg（期望值：5g/kg）；铁：5g/k

11、g（期望值：3g/kg）；铜：2g/kg（期望值：1g/kg）；钠：3g/kg（期望值：2g/kg）；电导率：0.15S/cm(经氢离子交换后，25) （期望值：0.10S/cm）2.5.4.3凝结水质量标准如下（经精处理除盐后）：二氧化硅：10g/L（期望值：5g/L）；铁：5g/L（期望值：3g/L）；铜：2g/L（期望值：1g/L）；钠：3g/L（期望值：1g/L）；电导率：0.15S/cm(氢离子交换后，25)（期望值：0.10S/cm）；溶解氧（凝结水泵出口）：20g/L。2.6设计制造技术标准2.6.1汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则如下：2.6.1.1凡按引进技术设计制造的设备

12、，需按引进技术相应的标准如ASME或IEC等规范和标准及相应的引进公司和其所在国的规范和标准进行设计、制造和检验。2.6.1.2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、消防及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。2.6.1.3 现场验收试验，凡未另行规定的，均按照ASME或IEC试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASME PTC6-2004，蒸汽的性能采用国际水和水蒸汽性质协会1997年发布的水和水蒸汽性质工业公式IAPWS-IF97计算。2.6.1.4卖方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。2.6.1.5 如果下列标准之间有矛盾时，按较严格者

13、执行。卖方所用标准在与下列标准有矛盾时，卖方将这些矛盾之处在卖方文件中说明，并提交给买方，由买方确认。2.6.1.6 如果本技术协议中存在某些要求高于下列标准，则以本技术协议的要求为准。2.6.2 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AISI 美国钢铁学会标准ANSI 美国国家标准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EN 欧洲共同体标准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

14、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2.6.3 除上述标准外，卖方设计制造的设备还满足下列规程的有关规定（另有规定的除外）：工业企业厂界噪声排放标准GB12348-2008电力建设施工质量验收及评价规程（第三部分：汽轮发电机组）DL/T5210.3-2009电力建设施工质量验收及评价规程（第四部分：热工仪表及控制装置）DL/T5210.5-2009电力建设施工质量

15、验收及评价规程（第五部分：管道及系统）DL/T5210.5-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/T5437-2009电力工业锅炉压力容器监察规程DL612-1996汽轮机调节控制系统试验导则DL/T 711-1999汽轮机电液调节系统性能验收导则DL/T824-2002电站阀门电动执行机构DL/T 641-2005隔爆型阀门电动装置DL/T 642-1997火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则DL/T 834-2003火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程1996版火电工程启动调试工作规定1996版火电工程调整试运质量检验及评定标准1996版火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50

16、229-2006电站汽轮机技术条件DL/T892-2004固定式发电用汽轮机规范GB/T5578-2007国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2002年9月28日发布）火力发电厂安全性评价大中型火力发电厂设计规范GB 50660-2011电厂动力管道设计规范GB 50764-20123 技术要求3.1 汽轮机本体性能要求本工程工况定义采用IEC60045-1标准。 以IEC60045-1 标准定义铭牌功率时，汽轮机各工况定义如下：3.1.1 铭牌工况（额定功率、最大连续功率出力） (TMCR) 汽轮发电机组能在下列规定条件下，在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出额

17、定功率660MW（当采用静态励磁和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率），此工况称为额定出力工况，此工况下的进汽量称为额定进汽量，是机组出力保证值的验收工况。其条件如下：1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 背压： 13kPa；3) 补给水率为1.5%；4) 最终给水温度；5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 两台汽动给水泵运行；7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温为 27 时，发电机效率为98.9%。3.1.2热耗保证工况（THA） 除补水率为0%外，其它条件同3.1.1，作为汽轮机热

18、耗保证工况。3.1.3汽轮机组调节门全开（VWO）工况汽轮发电机组能在调节阀全开工况下安全连续运行，汽轮机的进汽量不小于105%的TMCR工况进汽量，其它条件同3.1.1，此工况称为调节门全开（VWO）工况。3.1.4 夏季工况汽轮发电机组在TMCR与VWO工况之间进汽量及下列规定条件下，尽量提高发电机输出功率，保证在寿命期内都能安全连续运行，此工况称为夏季工况。1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 背压： 32kPa3) 补给水率为1.5%；4） 所规定给水温度；5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 两台汽动给水泵运行；7) 在冷却水温38时，发电机效率

19、为98.9%。3.1.5阻塞背压工况汽轮机进汽量等于额定进汽量，在下列条件下，当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为额定进汽量下的阻塞背压工况，此时输出功率665.9 MW,此背压称作额定进汽量下的阻塞背压。1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 汽轮机低压缸排汽背压为：7kPa3） 补给水率为0%；4) 最终给水温度；5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 两台汽动给水泵运行；7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温为27时，发电机效率为98.9%。3.1.6高

20、加全切工况汽轮发电机组能在高压加热器全部停运时安全连续运行，除进汽量及这部分回热系统不能正常运行外，其它条件同3.1.1，此时机组能保证输出铭牌功率。3.1.7机组在任何一台或一组低压加热器停用，其它条件同3.1.1时，能输出铭牌功率。3.1.8机组在带厂用辅助蒸汽，其它条件同3.1.1时，能输出铭牌功率。带厂用辅助蒸汽工况按汽轮机组输出铭牌功率允许的最大抽汽量考虑，厂用辅助蒸汽抽汽点分别按在高压缸排汽（不小于100t/h）、四段抽汽（不小于80t/h）、五段抽汽(厂用辅助蒸汽量不小于50t/h）。（注：高压缸排汽与4段5段抽汽不同时出现）。3.1.9汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压为 6

21、0 kPa，卖方提供跳闸背压曲线。3.1.10锅炉在保证汽机进口蒸汽参数为额定值的条件下，生产足够的蒸汽量，与汽轮机阀门全开（VWO）工况时的流量相匹配。这个蒸汽流量称为锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）。3.1.11发电机的额定容量与汽轮机铭牌功率工况时的出力相匹配；发电机的最大连续输出容量与汽轮机VWO工况时的出力相匹配。3.1.12 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：1）汽轮机轴系，能承受发电机及母线突然发生两相、三相短路、线路单相短路快速重合闸、非同期合闸时所产生的扭矩。2） 卖方提供机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂用电）持续运行的时间 15 分钟。3） 汽轮机并网前能在额

22、定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，至少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。卖方提供高、低压缸排汽温度最高允许运行值。高压缸排汽温度：正常运行最高 390 ，报警 400 ，停机 425 ；低压缸排汽温度：正常运行最高 79 ，报警 90 ，停机 120 。3.1.13卖方对不允许运行及不允许长期连续运行的异常工况，在启动运行维护说明书中作明确的规定。3.1.14汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不少于30年，在其寿命期内能承受下列工况，总的寿命消耗不超过75%，其疲劳寿命消耗不超过总寿命的75%。1） 冷态启动（停机超过7

23、2小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40%）100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%铭牌功率/min 12000次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。机组寿命消耗分配如下表：运行方式寿命期内次数寿命消耗(%/次)寿命消耗(%)冷态启动1000.035

24、3.5温态启动7000.0085.6热态启动30000.00412极热态启动1500.0020.3负荷阶跃120000.00112总寿命消耗%33.43.1.15汽轮机运行模式：1） 机组半年试生产后，年利用小时数不小于6500小时，年平均运行时数不小于7800小时。汽轮机强迫停机率0.5%，汽轮机强迫停机率计算公式：汽轮机强迫停机率 汽轮机强迫停运小时 ×100% 运行小时汽轮机强迫停运小时2） 机组运行模式符合以下方式：负荷每年小时数100%420075%212050%118040%3003） 制造厂保证汽轮机投入商业运行后第一次大修时间间隔不得小于6年。在保证期内由于制造厂的原

25、因引起的保证期中断由卖方承担全部责任。3.1.16机组的允许负荷变化率为：1） 在100%50%铭牌功率负荷范围内 不小于5%铭牌功率/每分钟2） 在50%30%铭牌功率负荷范围内 不小于3%铭牌功率/每分钟3） 30%铭牌功率负荷以下 不小于2%铭牌功率/每分钟4） 允许负荷阶跃 10%铭牌功率/每分钟3.1.17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符合最新版IEC标准规定，卖方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。汽轮机能在50.548.5 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：频 率允许时间（Hz）每次（sec）累计（m

26、in）5151.5303050.55118018048.550.5连续运行48.048.530030047.548.0606047.047.520103.1.18从VWO工况到最小负荷，汽轮机能与锅炉协调运行，且能满足汽轮机启动方式的要求。卖方提供汽轮机允许的主蒸汽、再热蒸汽参数变化范围及允许持续运行时间，并说明所依据的标准、规范。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1.05P0例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间12小时1.20P0冷 再 热 蒸 汽 压 力1.25Pl主蒸汽及再热蒸汽温度任何12个月周期内

27、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+14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+28不允许值 > t+28表中采用下述定义的符号：P0主汽门前额定进汽压力 MPa(a) Pl额定冷再热蒸汽压力（汽轮机热耗考核工况高压缸排汽压力） MPa(a) t 主汽门和中压联合汽门前额定进汽温度 3.1.19主蒸汽和再热蒸汽管道分别采用双管进入汽轮机，卖方分别提供机组在启动和正常运行时，平行的两根主蒸汽或再热蒸汽管道间的蒸汽温度的允许偏差值，但符合3.1.18条列出的相关规定的要求。

28、3.1.20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与额定转速避开-10%+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。还提供轴系扭振固有频率，在工频和二倍工频-7%-+8%范围内无扭振固有频率。3.1.21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，无论是垂直或横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得垂直、横向双振幅相对振动值不大于0.05 mm；各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值不大于0.076 mm，各轴颈双振幅相对

29、振动值不大于0.15mm。卖方提供过临界转速时的最大允许振动值。1）卖方提供各轴承型式、主要数据及瓦型、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。3.1.22当汽机负荷从100%甩至零时，

30、汽轮发电机组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。3.1.23汽轮机排汽压力升高到最高允许背压值60 kPa时允许机组持续运行，相应的负荷值为612.6 MW，跳闸背压为 65 kPa。3.1.24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，卖方提供发电机作为电动机运行时汽轮机的允许无蒸汽运行时间。至少具有1分钟无蒸汽运行能力，而不至于引起设备的任何损坏。3.1.25超速试验时，汽轮机能在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。卖方负责计算汽轮发电机整体轴系的稳定安全性。3.1.26提供汽机在不同启动条件

31、下的启动曲线，从铭牌功率到与锅炉最低负荷相配合的滑压和定压运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。曲线中至少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。卖方负责归口机炉联合启动曲线，锅炉厂配合并满足汽轮机启动要求。提供在VWO工况、TMCR工况、热耗考核工况（THA）的进汽量条件下，机组功率与排汽背压的关系曲线，背压范围从阻塞背压至最高允许背压。阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。3.1.27卖方提供汽轮机的起停方式和必要的运行数据。3.1.28热耗率保证值1） 机组考核工况的保证热耗率不高于 7910.4 kJ/kW.h2） 卖方按下式计算汽轮发电机组在考核工况条件下的热耗率（

32、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/hWr 再热蒸汽流量kg/hHt 主汽门入口主蒸汽焓kJ/kgHr 经再热器的蒸汽焓差kJ/kgHf 最终给水焓kJ/kgkWg 发电机终端输出功率kWkWe 当采用静态励磁和/或采用不与汽轮机同轴的电动主油泵时，各项所消耗的功率以上公式是指未使用减温水的工况，如使用时予修正。卖方按下列条件计算保证热耗率：给水泵汽轮机效率为：80%给水泵效率为：83%发电机效率：98.9%再热系统压降：8%1、2、3 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加热器端差参考下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）1号高

33、加2号高加3号高加5号低加6号低加7号低加上端差-1.7002.82.82.8下端差5.65.65.65.65.65.6低压加热器属于主机成套设计供货，汽轮机性能考核试验不对低压加热器的端差进行修正。卖方提供在各工况下的给水泵汽轮机负荷。卖方提供附详细数据（包括工质压力、温度、流量、焓值、压降、端差、温升和功率等）的热平衡图，修正曲线及有关说明。还提供进行热耗值的测量、计算、修正时用的有关规程、规定。热耗试验标准采用ASME PTC6-2004。卖方提供已运行的、参数与本工程相近的、由卖方（技术支持方）供货的汽轮机的实测热耗率数据。卖方提供汽轮机热耗-背压修正曲线。3.1.29 汽轮机及发电机

34、各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数，在技术协议中给出，并说明所对应的异常工况。3.1.30高压加热器不属主机配套设计供货，但卖方在汽机热平衡计算时，提出各种运行工况下各高压加热器端差和参数。3.1.31 TMCR工况作为汽轮机辅属设备等设计选择的基础，VWO工况进行校核。3.1.32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进行。3.1.33空冷机组背压变化范围大，汽轮机设计时考虑适应背压的大范围变化，并提供专题报告。3.2 汽轮机本体结构设计要求3.2.1一般要求3.2.1.1设备满足技术先进、安全可靠的要求，

35、可采用进口、引进技术、合作制造等多种方式进行。设备的性能和质量由卖方对买方进行保证。对部分自主开发的技术，必须是技术先进、成熟，安全可靠，有应用业绩。不得使用试验性的设计、部件和材料。如果在引进的原机型上有设计变更，卖方事先以专题报告形式向卖方提出，并说明变更的原因及可能达到的效果。3.2.1.2卖方提供的设备、部件在工厂进行总装、盘车。汽轮机在制造厂总装、盘车，卖方可对厂内总装情况及总装试验加以说明。买方有权派人进行监督总装。3.2.1.3卖方对超临界机组的选材提供说明，并与卖方或技术支持方已生产过的高效超临界机组的材料进行对比（以中国耐热钢的牌号表示方法表示，如为国外钢材，注明中外对照牌号

36、）。说明包括汽缸、转子、叶片、喷嘴、主汽门、再热汽阀等，包括常规及高温应力下的一般机械性能数据，特别是高温蠕变断裂（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、最高允许使用温度。3.2.1.4在考虑轴系稳定性时，必须要考虑蒸汽激振力的影响，并由卖方负责处理。3.2.1.5汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，如滑销系统采用润滑剂则能在运行中注入，卖方提供汽轮机滑销系统的说明，并提供加注工具。说明见滑销系统说明3.2.1.6机组的设计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。防止汽机进水措施至少符合ASME TDP-1规定，以及符合DL/T834-

37、2003汽轮机防止进水和冷蒸汽导则的规定。3.2.1.7卖方对所有连接到汽缸上的管道，提出允许外部作用力及力矩要求，及计算公式。当买方管道设计不能满足卖方要求时，卖方有责任与买方共同协商解决。在设计联络会上双方协商解决。 3.2.1.8当机组具有中压缸启动和高中压缸联合启动功能时，卖方提供启动时防止高压缸过热的措施及相关设备。采用高中压缸联合启动。 措施：高压排汽口处设置高压缸排放装置，当旁路投入运行时，高压缸排放装置打开，以防止高压缸过热。 3.2.1.9本工程暂定采用汽轮机两级40%二级串联旁路（暂定）。旁路的型式及容量满足机组安全启动，机组在任何工况下启动（冷态、温态、热态、极热态启动）

38、时保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。卖方结合自己成熟和传统的设计，提出机组旁路系统的具体方案和要求，见“660MW超临界空冷机组启动方式及旁路配置”，包括旁路的控制方式与机组运行方式匹配等设想，考虑满足空冷凝汽器冬季启动及低负荷时的防冻要求。并提供相应配置的电厂机组运行情况。中标后配合锅炉厂与空冷器厂确定最终旁路的容量。3.2.1.10卖方提供低压旁路排汽用的减温、消能装置（三级减温装置），并提供减温喷水控制阀，当旁路系统投入运行时，低压缸排汽温度不超过其限定值。3.2.1.11针对汽机背压变化范围大的特点，在结构设计上充分考虑汽轮机低压缸末几级的安全性。3.2.1.12卖方提供在最不

39、利的运行条件下，一个抽汽逆止阀故障时，汽轮机的超速分析，并据此决定抽汽逆止阀的配供数量。注意：汽轮机四段抽汽管道上必须提供两个抽汽逆止阀。3.2.1.13空冷机组背压变化范围大，对汽轮机膨胀问题、轴向推力问题、低压缸可能出现的变形以及轴系稳定等问题要求卖方提出专题论证。3.2.1.14机组沿转子轴向不同位置上安装13个转速测量装置，卖方对具体设计方案给出说明。要求：一个用于汽轮机零转速监视、一个用于键相测量、一个用于转速监视、三个（三取中）用于DEH控制、四个（三取二，一个备用）用于汽轮机保护、两个用于就地转速表（一个机头，一只发电机侧）、一个用于功角测量。3.2.1.15卖方提供的设备及管道

40、接口与买方的接管材质及规格一致，若不相同，卖方提供过渡段，并在制造厂完成焊接和热处理，保证现场不出现异种钢焊接。3.2.1.16汽轮机本体及蒸汽室温度与水压试验水温温差不大于65，且水压试验水温大于21时,允许锅炉水压试验至主汽门。3.2.2汽轮机转子及叶片3.2.2.1汽轮机转子采用整锻转子，整锻转子无中心孔。3.2.2.2汽轮机设计允许不揭缸进行转子的动平衡。3.2.2.3卖方提供各个转子的低温脆性转变温度（FATT）的数值。见表5-1-13.2.2.4买方要求高中压转子FATT80外缘116，低压转子-10本体外侧径向-18本体中部径向轴端纵向-7。卖方提供低压转子是否采用超纯净钢锻件的

41、专题报告。见超临界低压转子选材说明。3.2.2.5转子相对推力瓦的位置设标记，以便容易地确定转子的位置。3.2.2.6叶片的设计是先进的、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频谱（CAMPBELL）图。3.2.2.7由于蒸汽参数高且采用直流锅炉，卖方对汽轮机防止固体颗粒侵蚀（SPE）所采用的措施提供说明（包括对系统的要求）。a、采用了调节级喷嘴渗硼涂层的方法。b、 高、中压阀门设有临时性和永久性蒸汽滤网，最初运行6 个月使用临时性滤网过滤杂质。c 启动前旁路升温升压，可将管道颗粒带走。d、动静间隙合理布置。3.2.2.8任何一级蒸汽的含水量限制在

42、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。卖方提供末几级叶片抗水蚀措施的说明。末级叶片采用高性能抗水蚀材料，次末级叶片进行喷丸处理，适当提高根部反动度，防止根部水刷。3.2.2.9卖方对推荐的低压末级叶片的型式及长度进行相关比较，并随技术协议提供专题报告。见940mm末级动叶片。3.2.2.10调节级叶片及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，并提供叶轮轮槽拉应力、叶片根部拉应力和剪应力数值，以及许用应力。

43、3.2.2.11说明转子及叶片材料，并提供专题报告，说明化学成分常温和高温机械性能，与引进技术采用材料性能的对比等。（见材料表）3.2.2.12提供转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。见表5-1-13.2.2.13汽轮机各转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度达到1.0mm/s。3.2.2.14每台汽轮机转子，都在制造厂进行一次超速试验，超速试验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，且最高转速只受超速跳闸装置动作限制时可能出现的最高转速，这种试验只能进行一次，超速试验延续时间不超过10分钟。但在任何情况下，不得超过额定转速的20%，卖方给出所进行试验的转速和持

44、续的时间。汽轮机转子超速试验转速为112%，延续时间为1分钟。3.2.2.15卖方对发电机产生的轴电流、轴电压采取相应措施，防止对汽轮机轴的损伤。所提供的消除轴电流装置包含有电流检测柜(暂定)。措施：在低压外缸撑脚处、电端外挡油环处采用接地装置。3.2.2.16转子必须进行轴系不平衡影响计算、轴系稳定性计算、转子扭振计算，全部计算都在合格范围内，并提供计算结果由买方确认。3.2.3汽缸3.2.3.1汽缸的设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的热应力和变形量较小，能始终保持正确的同心度，任何情况下，不影响机组的安全运行。3.2.3.2高、中、低压缸均采用已有成熟

45、运行业绩的结构和材料。在技术协议中作出详细阐述。高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件选用在高温下蠕变断裂（持久）强度较高的材料，卖方提供专题论述，说明这些部件采用的材质、材料化学成分、常温和高温性能，与引进技术或技术支持方采用材料性能的对比等。3.2.3.3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。并详细描述对低压缸喷水保护位置及喷水保护的要求。3.2.3.4卖方在每个低压缸上半部提供排汽隔膜阀（即大气阀），以保护机组安全。该阀有足够的排汽面积，卖方提供排汽隔离阀的爆破压力值：0.0340.048 MPa

46、(g)。3.2.3.5卖方提供一套汽缸法兰螺栓的专用紧固工具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。3.2.3.6卖方提供揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施（包括上猫爪支承的汽缸在揭缸时的下汽缸支承装置和措施），当采用液压装置时，要求进口。揭缸时分开汽缸结合面的方法：高中压外缸采用千斤顶顶开，其余汽缸采用顶开螺钉。3.2.3.7汽缸上的压力（包括调节级）、温度测点（包括测量元件）必须齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。3.2.3.8汽轮机壁温测点有明显的标志，并提供便于安装检修的措施，内缸壁温测点能在不揭缸的情况下拆换。3.2.3.9为防止蒸汽激振引起的

47、低频振动，高压部分汽封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该有适当的弹性和退让间隙，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。3.2.3.10卖方如采用不揭缸安装的方法进行说明（汽轮机的高压缸和中压缸厂内组装，整体发运到现场），包括汽缸的外形尺寸、重量、现场安装方法及安装标准。哈汽采用厂内总装、解体发货方式。3.2.3.11低压缸与联合排汽装置的连接方式为柔性连接（不锈钢膨胀节），联合排汽装置与基础为：刚性支撑，并考虑联合排汽装置抽真空吸力及注水对低压缸的影响，真空和低压缸温度的变化对机组振动的影响。3.2.3.12汽缸的螺栓、螺母在出厂按硬度进行匹配，并有明确

48、的标志；汽缸螺栓、螺母的松驰应力要求满足6年不揭缸要求。3.2.3.13低压缸要根据空冷汽轮机背压高、变压范围大的特点设计，使低压缸通流部分具有良好的气动性能。提供如何预防低压缸抽汽超温问题的措施，并以专题报告形式提出。见低压缸抽汽超温问题的措施。3.2.4轴承及轴承座3.2.4.1主轴承的型式确保不出现油膜振荡，各轴承的设计失稳转速在额定转速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、对数衰减率的计算数据和对数衰减率允许值。3.2.4.2检修时不需要揭开汽缸，能够把各轴承方便地取出和更换。3.2.4.3主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，

49、垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。3.2.4.4任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65，该轴承回油管上有观察孔及温度计插座。监视油流的照明装置用防爆型的，电压不超过36V。在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。3.2.4.5运行中各轴承设计金属温度不超过90，但乌金材料允许在112以下长期运行。3.2.4.6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。卖方提供不同工况下推力与负荷的关系曲线。卖方提供显示该轴承金属的磨损量和瓦块的金属温度测量元件，并提供回油温度表。在汽缸或推力轴承的外壳上，设有一个永久性基准点，以确定大轴的位置。3.2.4.7在负荷变化过

50、程中，机组的推力沿一个方向变化，对增负荷过程中推力出现反向变化的机组，有专题论证，尽量减小推力的变化。3.2.4.8各支持轴承均设轴承金属温度测点（包括测量元件，每处为两点）。（测点能够正确反映轴承温度且便于观察，离运行轴承流程距离不超过1米）3.2.4.9设置测量大轴弯曲，轴向位移、胀差和膨胀的监测装置。3.2.4.10轴承座的适当位置上，装设轴瓦振动一套(垂直方向)及轴振动测量装置两套（X、Y方向）。为了测量振动相位，在轴的外露部分装置固定的鉴相信号标志，该位置便于测取鉴相信号传感器的安装和信号线的引出。3.2.4.11因空冷机组背压高、变化幅度大，其低压缸的零部件受温度变化影响大，为保证

51、汽轮发电机组的安全运行，低压转子采用落地轴承座。与发电机轴承配合由汽机厂负责。3.2.5主汽门、调节汽阀、中压联合汽门、高排逆止阀3.2.5.1主汽门、调节汽阀、中压联合汽门严密不漏，卖方提供实用的检漏方法。阀门采用具有高强度的耐热钢材制作，并能承受在主蒸汽、热再热汽管道上做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声。并能承受最大工况下的汽锤冲击力而不产生永久变形。3.2.5.2主汽门、调节汽阀、中压联合汽门、高排逆止阀的材质能适应与其相联接管道的焊接要求。卖方提供主蒸汽管道、热再热蒸汽管道与各自阀门的焊接方法及坡口加工图。

52、卖方对异种钢或不同规格管口提供过渡段，并在制造厂完成焊接和热处理，保证与电厂管道为同种钢焊接的口径和坡口，电厂现场不出现异种钢焊接。主蒸汽管道及导汽管按A335 P91材料；再热热段管道按A335 P91材料；再热冷段管道暂按A672B70CL32或A691 Cr2-1/4CL22 材料（最终按照冷段设计温度确定）。3.2.5.3卖方提供专题报告，说明这些阀门阀体、阀芯和阀杆的材质，化学成分、常温和高温机械性能（包括蠕变断裂强度），与引进技术或技术支持方采用材料性能的对比等与技术支持方或技术引进方的对比等。3.2.5.4主汽门、调节汽阀、中压联合汽门、高排逆止阀能在汽机运行中进行遥控顺序试验。

53、还具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。调节汽阀还进行各个开度的行程试验。3.2.5.5提供主汽门、中压联合汽门在启动吹管及水压试验用的临时堵板、阀盖和连接法兰及所有附件等（每台机组一套）。3.2.5.6提供主汽门、中压联合汽门使用的临时性和永久性蒸汽滤网。滤网是加强型设计。阀门出厂前装好临时滤网。3.2.5.7提供吹管及水压试验后主汽门、中压联合汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门和中压联合汽门在取出细滤网后需用的附加备用密封垫圈。3.2.5.8机组起停中，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，并提供测温元件。3.2.5.9如空冷机组采用中压缸启动或高中压缸联合启动，高压主

54、汽门需考虑预暖措施。哈汽采用高中压联合启动，无需预暖。3.2.5.10主汽门阀体的疏水管径根据主汽门所允许的温度变化率来进行设计，以满足机组各种状态启动时，对主汽门阀体热应力要求，避免主汽门阀体出现裂纹，同时也不至于延长启动时间。卖方提供合适的疏水口径并开孔。哈汽提供主汽阀、调节阀的布置方式，不需要在阀体上设疏水孔。同时主汽阀采用具有高强度的耐热钢材制造，阀体材料高温性能好，运行过程中热应力小。3.2.5.11主汽门、调节汽阀和中压联合汽门位置指示除有远传装置外，还具有显示阀门位置的机械指示装置。用于远方阀门开度指示的开、关方向的行程开关至少各有两副触点。3.2.5.12删除3.2.5.13主汽门、调节汽阀、中压联合汽门的油动机应设置缓冲区，防止阀芯、阀杆和阀座在关闭时受到损伤。3.2.5.14各阀门的阀体、阀芯、阀杆材料保证长期可靠安全运行，抗高温氧化特性好，不易起氧化皮。主汽阀各部套活动间隙设计合理，不发生卡涩及裂纹。各门杆密封漏汽疏放合理，不对外漏汽，高压主汽阀活动性试验要求采用全行程试验；主汽阀如果带有预启阀，预启阀的结构合理，不发生卡涩。卖方提供预启阀解体的专用工具。3.2.5.15卖方提供汽门严密性试验的标准及方法。并提供汽门活动性试验的标准及方法。活动性试验和全行程试验时，卖方保证各轴振及瓦温不发生报警