高背压供暖汽轮机技术协议

1、玻璃线低温余热发电项目 汽轮机技术协议玻璃低温余热发电项目（7.5MW）汽 轮 机 技 术 协 议甲 方（需方）：工程有限公司地 址：邮政编码：电 话：传 真：0乙 方（卖方）： 地 址：邮 编：电 话：传 真：编 号： 21 / 21甲乙双方就甲方向乙方采购一套7500KW非调抽气高背压凝汽式汽轮机有关技术问题进行协商，双方同意签订本技术协议作为汽轮机设计、制造和交货验收的依据。本协议与供货合同具有同等的法律效力。A 货物需求表项目货物名称数量（套）备注河南中联玻璃余热发电项目N7.5-2.35/400型非调抽气高背压凝汽式汽轮机组1B 货物技术条件1 总则1.1 本技术协议的使用范围仅限于

2、河南中联玻璃生产线余热发电项目汽轮机设备的订货，它包括本体及其附属设备和系统的功能设计、结构、性能安装和试验等方面的技术要求。1.2 本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条件，但对国家有关安全、环保等强制性标准则必须满足相关要求。乙方应保证执行满足或优于本规范中所列相关标准的技术条件，标准之间如有矛盾，按技术指标高的标准条文执行。乙方必须保证提供符合本规范书和工业标准的优质产品。本协议所列压力均为绝对压力。1.3乙方所提供的设备应是先进的、成熟可靠的、性能优越的，且有三个工程两年及以上安全运行业绩。1.4 甲方享有对本技术协议提出补充要

3、求和修改的权力，乙方承诺予以配合。2 设备系统概述2.1 名称： N7.5-2.35（0.6）/400型非调抽气高背压凝汽式汽轮机组2.2 汽轮机基本参数：型 号：N7.5-2.35（0.6）/400额定功率：7500 kw（常年运行，发电机出口）最大功率：8500 kw额定转速：3000 rpm额定汽量：38t/h最大汽量：42t/h进汽压力： 2.152.55Mpa进汽温度：40050 非调抽汽参压力：0.6Mpa抽汽流量：8t/h夏季排汽压力：0.007 Mpa夏季排气温度： 38冬季排汽压力：0.031Mpa冬季排汽温度： 70 冬季供暖参数：进水温度55，出水温度65，流量为800t

4、/h纯凝汽式额定工况下汽耗保证值：5.25 kg/kw.h高背压额定工况下汽耗保证值： 6.78 kg/kw.h布置形式：双层转 向：顺时针（从汽轮机端向发电机端看）调节方式：电液调节负荷变化：40%110%范围内长期稳定安全运行配套系统：505电调 8500B系列 ETS为无锡厚德产品频率变化范围： 48.550.5 Hz设计冷却水温度： 25最高冷却水温度： 332.3 设备运行环境条件（1）厂址项目建设地点：河南中联玻璃有限公司厂内电厂海拔：50m（2）气象条件年平均温度 13.9最高气温 43最低气温 -18.9最热季节平均气温32最冷季节平均气温5.9年平均相对湿度 72%年平均降水

5、量 707.8mm最大风速 24m/s主导风向 北风基本风压 0.4kN/m2基本雪压 0.2kN/m2最大降雪量 22cm最大冻土深度 32cm地震烈度 6度（3）安装位置本设备安装于户内，属一般性工业场所。3 设备系统技术要求及规范技术要求3.1 凝汽器设化学水补水口、在凝汽器内设补水雾化除氧装置。3.2 疏水系统应确保机组启、停和正常运行疏水。3.3 抽真空系统采用射水抽气方式。3.4 发电机侧联轴器由乙方负责发到发电机厂家进行套装，与之相关的技术和费用问题由乙方负责，发电机侧联轴器在发电机厂家套装合格后出厂。3.5汽轮机设计应考虑非调抽气系统在紧急停机时对机组安全的影响，并提供配套的相

6、应装置，采用液压控制系统（快关阀）。3.6汽轮机各轴承（包括发电机轴承）设振动监测、温度检测仪表（带远传功能）。3.7图纸资料完整、正确，满足汽轮发电机的安装、调试、运行和维护要求。3.8所有阀门阀体材质必须采用铸钢及以上材质，不得使用铸铁阀门。3.10 汽轮机出厂前按固定式发电用汽轮机技术条件（GB5578-85）第2.7条规定做空负荷试验，试验项目包括2.7条a、b、c、d、e、f、g、h项全部内容。执行标准和规范（不限于）：1）JB/T 9631-1999 汽轮机铸铁件技术条件2）JB/T 5862-91 汽轮机表面式给水加热器 性能试验规程3）JB/T 2862-92 汽轮机包装技术条

7、件4）JB/T 9630.1-1999 汽轮机铸钢件磁粉探伤及质量分级方法5）JB/T 4274-1999 汽轮机隔板挠度试验方法6）JB/T 9630.2-1999 汽轮机铸钢件 超声波探伤及质量分级方法7）JB/T 9632-1999 汽轮机主汽管和再热汽管的弯管 技术条件8）JB/T10086-2001 汽轮机调节（控制）系统技术条件9）JB/T10087-2001 汽轮机承压铸钢件技术条件10）JB/T 1329-1991 汽轮机与轮发电机连接尺寸11）JB/T1581-1996 汽轮机、汽轮发电机转子和主轴锻件超声波探伤方法12）JB/T1582-1996 汽轮机叶轮锻件超声波探伤方

8、法13）JB/T 2900-1992 汽轮机油漆技术条件14）JB/T 3077-1991 汽轮机图形符号15）JB/T 3082-1991 汽轮机油箱用油位指示器16）JB/T 3329-1999 汽轮机旋转零部件静平衡17）JB/T 3073.4-1993 汽轮机精锻动叶片技术条件18）JB/T 9634-1999 汽轮机 冷油器（管式）尺寸系列和技术条件19）JB/T 9635-1999 发电用汽轮机型号编制方法20）JB/T 9636-1999 汽轮机辅机型号编制方法21）JB/T 4058-1999 汽轮机清洁度22）JB/T 9637-1999 汽轮机总装技术条件23）JB/T42

9、72-1994 汽轮机锡基合金轴瓦技术条件24）JB/T 4273-1999汽轮机转速控制系统验收试验25）JB/T 9638-1999 汽轮机用联轴器等重要锻件技术条件26）JB/T50197-2000 3600MW汽轮机转子和主轴锻件质量分等27）JB/T 3073.1-1991 汽轮机用模锻动、静叶片、热轧静叶片毛坯技术条件模锻静叶片毛坯28）JB/T 3073.2-1991 汽轮机用模锻动、静叶片、热轧静叶片毛坯技术条件模锻动叶片毛坯29）JB/T 3073.3-1991 汽轮机用模锻动、静叶片、热轧静叶片毛坯技术条件热轧静叶片毛坯30）JB/T53488-2000 25MW以下汽轮机

10、转盘及叶轮锻件产品质量分等31）JB/T 56139-1999 汽轮机油净化装置产品质量分等32）JB/T 9628-1999 汽轮机叶片磁粉探伤方法33）JB/T 6695-1993 汽轮机润滑油系统技术条件34）JB/T6296.17-1992汽轮机管道附件35）JB/T6304-1992汽轮机主要专用阀门技术条件36）JB/T 6320-1992汽轮机动叶片测频方法37）JB/T 6315-1992 汽轮机焊接工艺评定38）JB/T 6318-1992 汽轮机轴振动测量装置技术条件39）JB/T 3073.5-1993 汽轮机用铸造静叶片技术条件40）JB/T 8184-99 汽轮机低压

11、给水加热器技术条件41）JB/T 8188-1999 汽轮机随机备品件供应范围42）JB/T8888-1999 环芯法测量汽轮机、汽轮发电机转子锻件残余应力的试验方法43）JB/T9021-1999 汽轮机主轴和转子锻件的热稳定性试验方法45）JB/T 9627-1999 汽轮机组成套供应范围46）JB/T 9629-1999汽轮机承压件水压试验技术条件47）GB/T5578-1985 固定式发电用汽轮机技术条件48）ZBK54037-1990 汽轮机调节系统技术条件49）JB/T 5780-91 发电机转子接地保护装置技术条件50）JB/T1269-2002 汽轮发电机磁性环锻件技术条件51

12、）JB/T 8172-1999 发电机定子接地保护装置52）JB/T 56082-1996 汽轮发电机产品质量分等53）JB/T 1330-1991 汽轮机中心标高与安装尺寸54）JB/T4010-1985 汽轮发电机用钢制护环超声波探伤方法55）JB/T50196-2000 3600MW发电机无磁性护环合金钢锻件质量分等56）JB/T53485-2000 50MW以下发电机转子锻件产品质量分等57）JB/T56083-2000 中小型同步发电机励磁系统产品质量分等58）JB/T8705-1998 50MW以下汽轮发电机无中心孔转子锻件技术条件59）DL/T711-1999 汽轮机调节控制系统

13、试验导则60）DL/T753-2001 汽轮机铸钢件补焊技术导则61）DL/T590-1996 火电厂固定发电用凝汽汽轮机的热工检测控制技术导则62）DL/T5011-1992 电力建设施工及验收技术规范:汽轮机机组篇63）JB/T 7784-1995 透平同步发电机用交流励磁机技术条件64）DL/T717-2000 汽轮机转子中心孔检验技术导则65）GB 8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程4 质量保证及试验4.1设备制造应满足国家标准和上述行业标准（不限于此）。4.2汽机主要技术、规格参数：产品型号N7.5-2.35/400额定功率MW7.5经济功率MW7.5最大功率MW8.5额

14、定转速r/min3000旋转方向顺汽流方向看为顺时针额定进汽压力及变化范围MPa2.350.2 额定进汽温度及变化范围40050额定进汽量t/h38最大进汽量t/h42冷 却 水 温夏季正常25夏季最高33冬季正常65冬季最高70额定夏季排汽压力Mpa0.007 额定冬季排汽压力Mpa0.0314.3主要辅助设备 主 油 泵 台 数台1 压 增MPa1.1 流 量L/min800 高 压 电 动 油 泵 台 数台1型 号80YL-120A 扬 程m125 流 量m3 /h50电 机功 率KW37电 压V380 交 流 辅 助 油 泵台 数台1 型 号KCB-300 压 力 MPa0.36 流

15、量L/min300电 机功 率KW5.5电 压V380 直 流 辅 助 油 泵 型 号KCB-300 台 数台1 压 力 MPa0.36 流 量l/min300电 机功 率KW5.5电 压V220射 水 抽气 器 型 号CS-12 台 数台1工作水压力 MPa0.392工作水流量t/h105抽气量Kg/h12 电 动 盘 车 电 机 型 号台Y132M2-6 台 数MPa1 转 速r/min1000电 机功 率KW5.5电 压V380 出口油压MPa0.2 冷 油 器型 号TL500KBDLx51型 式板式 台 数台2 冷却面积m220 冷却油量L/min 冷却水量t/h 冷却水温(max.)

16、33冷却管材料HSn70-1A主油箱油 箱 容 积m34船 用 离 心式 通 风 机(油箱排油烟用)型 号CQ2-J台 数台1压 力 Pa590电 机功率KW0.37电压V380 汽 封 加 热 器 型 式两级加热 台 数 台1 传热面积m220水侧压力(max.)MPa0.981抽 气 器工 作 蒸汽 参 数 压 力MPa0.81.2 温 度260435 流 量kg/h36管子材料HSn70-1A冷却管规格mm151注油器（I）台数台1出口油压MPa0.1注油器（II）台数台1出口油压MPa0.2 凝 汽 器 型 号N-800 型 式双流程二道制表面式 冷却面积m2800 蒸汽压力MPa0.

17、0067（绝对） 蒸汽流量t/h29 冷却水量t/h2200 冷却水温25 冷却水压力(max.)MPa0.6 (表) 管子材料0Cr18Ni9 管子规格mm200.74562 无水时净重t204.4设备试验4.4.1设备在生产过程中和出厂前，应根据有关国家和行业标准进行检验和试验，以及相关的出厂调试，合格后方可出厂。4.4.2 出厂试验及整机调试时应有甲方人员参加，并向甲方提供完整的试验报告。4.4.3 设备系统投产前的调试试验和试运行，为设备系统的现场验收试验，乙方应到现场参加，乙方即使未参加但也不免除乙方的质量保证责任。4.5质量保证及技术要求4.5.1乙方提供的汽轮机设备其结构设计和制

18、造能保证机组在规定的设备技术参数范围内长期、安全、稳定、经济和满负荷的运行。4.5.2汽轮机通流部分适应玻璃线纯低温余热发电系统低压蒸汽及北方低真空高背压加热供暖水形式的特点，末尾几级叶片动叶激光强化，以便有效地防止水蚀现象。隔板全部采用焊接式隔板。末级采用纽叶片设计，前面采用直叶片设计（自带围带）。凝汽器冷却面积要求能满足北方低真空高背压加热供暖水供暖的冷却要求。4.5.3汽轮发电机组轴系的一阶临界转速避开额定工作转速的20%。4.5.4乙方对汽轮机的成套设备（含辅助系统及设备、联轴器等）负有全责，包括分包（或采购）的产品。4.5.5设备质保期为发货后18个月或设备投运后12个月，以先到为准

19、，质保期内由于设备质量引起的损坏，乙方应无偿修理或更换，并应在接到通知24小时内到达现场。4.5.6设备设计、制造满足易于维修和大修；4.5.7凝汽器整体穿装、胀管、水压实验合格后出厂。4.5.8汽轮发电机组应能承受下列可能出现的运行工况：4.5.8.1汽轮机轴系具有较高的稳定性，并能承受发电机及突然发生两相或三相短路或单相短路重合或非同期合闸时所产生的扭矩。4.5.8.2机组甩负荷后，允许空转时间应不小于15分钟；4.5.8.3汽轮机应能在额定转速下空负荷运行，保证发电机实验性能要求。4.5.8.4汽轮机在排汽温度不高于80时允许长期运行，最高允许温度不大于90；4.5.8.5本机组允许在3

20、0008500KW之间长期安全稳定运行；4.5.8.6汽轮机本体充分消除残余内应力。当主蒸汽温度在260-430、压力0.752.6MPa变化时，汽轮机本体热膨胀应能适应工况的变化，并且能长周期的运行。4.5.9当汽轮机负荷从100%甩至零时，汽机的控制系统具有自动控制汽机转速的能力，防止汽轮机超速。4.5.10汽轮机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避开额定转速25%以上，并具有良好的抗干扰能力。4.5.11汽轮机在任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65 。 噪音要求：汽轮发电机组、主汽门、高压油泵、抽气器等距设备外壳1.0m处测得的最大噪音低于85dB。4.5.1

21、2汽轮机主汽门、调速汽门、抽汽快关阀应严密不漏，能经受住1.5倍额定压力的水压试验。4.5.13机组设有电动盘车装置，盘车装置能自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。4.5.14汽轮机设有机械式危急保安装置，脱扣转速为额定转速的109111%。当机组做超速试验时，能在110%额定转速下短时间空载运行，这时任何部件都不超应力范围，各轴承振动值不超过允许值。4.5.15危急保安器动作或危急保护动作后调速汽门、抽汽快关阀关闭；从危急保安器动作至主汽门、抽汽快关阀关闭的时间不大于0.5秒。4.5.16汽机监测、保护及紧急跳闸系统本机组设有危急保安跳闸系统，它由整套液压保护系统和电气、仪表安全监测和紧急

22、跳闸系统组成。1）汽机转速达110112%额定转速时，危急遮断器动作，自动停机。2）具有低油压保护功能。3）当凝汽器背压升高至40KPa时，发出报警信号，当背压继续升高至60KPa时，汽轮机停机。4）当汽机转速达109%额定转速时，电气超速保护动作。5）对机组的轴向位移、轴承振动、胀差、热膨胀进行监视和报警指示，轴向位移超限、低油压、低真空停机保护。6）本机组在中央控制室和就地都设有手动停机按钮。7）汽轮机组具有TSI8500B检测系统；输出采用420mA标准信号。4.5.17汽机紧急跳闸系统设有下列停机保护： 汽机轴向位移保护；汽机超速保护；磁力断路油门保护；汽机凝汽器真空低保护；汽机润滑油

23、压低保护；发电机组保护动作时的停机保护；规范规定的其他保护；4.5.18汽机监视仪表 监视项目如下：压力、温度、转速（数字转速表）、轴向位移（数字表）、缸胀、胀差、汽机、机组轴承振动，厂家提供ETS检测系统，机组振动测量探头。ETS为无锡厚德产品。4.5.19 辅助系统基本技术要求4.5.19.1 油系统1）油站采用集中供油系统设计，油系统主要向汽轮机-发电机组各轴承（包括发电机轴承）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在机组正常运行，启停及升速等工况下正常工作。汽轮机润滑油系统主要包括：主油箱（4m）、主油泵、注油器、交流启动油泵、交流辅助油泵、直流辅助油泵、冷

24、油器、滤油器、排油烟装置、仪表及供给机组润滑所必须的辅助设备和管道。2）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，交流油泵故障时启动直流辅助。3）油压建立前禁止盘车装置的投入，盘车装置运行中如发生供油中断或油压降低到不安全时及时报警，并停止运行。4）汽机设2台冷油器，容量各100%，一台运行另一台备用。5）油箱和润滑油系统其他部件的容量应考虑到当交流电源消失、冷油器断水时、机组完全停机时的工况，甩负荷时油箱能容纳系统全部回油。6）油系统管道及管件均采用不锈钢（304）。7）油系统设有排油烟装置，使各轴承及腔内维持微负压。应确保各轴承内不吸入蒸汽，避免油

25、中带水。8）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，并经防腐蚀处理后妥善密封出厂。4.5.19.2 轴封系统1）提供完善的轴封蒸汽系统和设备，包括均压箱、轴封压力调节阀、汽封加热器及其辅助设备等，防止运行中，高压蒸汽从轴端漏排入大气或串入轴承箱，防止空气从低压轴端漏入真空部分。2）在机组启停和各种运行工况下，轴封供汽系统能自动调整压力。3）轴封系统上配置简便、可靠的调压，满足轴封的供汽参数要求。4）系统中设置1台100%容量的汽封加热器，其为管壳表面式换热方式，管子材料为HSn70-1A。5）汽封加热器设有旁路管道。4.5.19.3 疏水系统1）汽机本

26、体疏水系统由疏水膨胀箱、疏水管、阀门组成，确保启动和停机时将汽缸、蒸汽室、主汽管的凝结水疏走并回收利用，当不能回收利用时，及时排出确保机组安全。2）设置一台疏水膨胀箱。疏水膨胀箱设计容量能收集和凝结轴封供汽系统和各轴封疏水、调节汽门阀杆漏汽疏水、主汽门阀座疏水、抽汽系统和其它管道上的低位疏水、汽轮机汽缸疏水等。4.5.19.4 抽真空系统1）由1台射水抽气器，2台射水泵，运行1台射水泵保持凝汽器正常运行的真空值，另一台备用。2）设计中应考虑防止真空设备发生故障时，大气倒入凝汽器，使真空骤跌的措施。3）凝汽器壳体上设置真空破坏门。4）真空系统的阀门具有可靠的气密性。4.5.19.5 盘车装置1）

27、盘车装置为低速自动盘车装置，具有自动投入和自动脱开功能。轴承建立起适合油压前，禁止启动盘车装置。在汽机起动前，先启动盘车装置，一旦汽机启动，并达到一定转速时，盘车自动脱离啮合而不对汽机产生冲击，且不重新啮合。2）盘车装置配有报警装置。3）在盘车运行时，供油中断进行显示。油压降低到不安全的数值时，使盘车装置自动停止，当汽机在盘车过程中失去厂用电时，可用手动盘车。4）盘车装置有控制柜，在控制室DCS中显示盘车啮合和脱开的指示。4.5.19.6 凝汽器系统1）提供管式双流程凝汽器，使蒸汽凝结在汽机排汽口中建立所需要的真空，同时获得凝结水作为锅炉给水。冬季同时提供一路暖水装置，供暖提供热水。2）凝汽器

28、采用双流程，同时设有分隔水室，允许一半运行一半检修。3）凝汽器按热力计算优化设计冷却面积。冷却面积能保证机组在最大工况下运行，并留有5的余量，以便发生漏水时封堵。凝汽器换热面材质为0Cr18Ni9。冷却水量和运行背压，使凝汽器既经济又能满足任何工况的运行要求。能在最大负荷和循环水入口水温33条件下连续运行发额定功率并保证相对应的汽耗率。4）凝汽器出口凝结水的含氧量，在凝汽器的补充水率5%，正常运行负荷范围内不超过30PPb。5）正常运行时凝汽器出口的凝结水温度过冷度1。6） 对汽轮机疏水、给水补充水及凝结水返回凝汽器的杂项水等留有相应的接口。7）凝汽器喉部设置喷水装置，能保证汽轮机启动或长久低

29、负荷运行时排汽温度在允许范围内。8）凝汽器有防腐蚀的措施。9）循环水采用机力冷却塔二次循环冷却方式。10）凝汽器换热管采用0Cr18Ni9。并在厂内组装、胀管、水压实验合格后出厂。11）凝汽器整体设计和布置综合考虑循环水进出水管、冬季供暖热水进出口水管、蒸汽旁路管道、抽气管道、疏水排汽管道等的热应力影响，以保证凝汽器本体的膨胀自由。12）凝汽器设计和制造是符合有关中国标准ZBK54034-90和ZBK54015-88。4.5.19.7 汽封加热器1）汽封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。2）汽封加热器使用HSn70-1A铜管。3）汽封加热器设有

30、旁路管道。4.5.19.8 汽轮机附件要求1）自动主汽门、调速汽门、抽气速关阀的设计保证关闭严密，使主蒸汽管道能够进行水压试验。2）随机供应的阀门供货范围内的各种阀门，提供阀门应符合国标，其压力、温度等级符合相应的运行工况及有关法规和标准要求。凡是由于热力过程的需要，启动、停机时经常操作或安装位置工作条件很差的阀门，均设有电动操作装置。3）管道所供管道系统有必要的补偿段或补偿装置。4）安全罩提供汽轮机外壳护罩及机组配油泵所有转动轴、联轴器及其露出的转动部分的安全罩。4.5.19.9控制系统汽轮机电液控制系统（DEH）采用美国woodword505+ VOITH系统硬件，液压系统采用成熟可靠的部

31、套，整个系统为电液调节方式。电液转换器将作为电调装置与执行机构的接口，应能精确地把电调装置输出的电流信号转化为位移信号去控制油动机，进而控制调节汽阀开度，达到控制进入汽轮机蒸汽量目的。DEH主要的任务是控制汽机转速、机组负荷。DEH系统接受现场输入信号，如OPS（转速）、MW（功率）等，完成对汽机进行起动、升速、并网、带负荷等功能；通过对重要信号的逻辑判断完成对机组的停机保护功能；还能对各种运行工况作出相应的操作、保护、控制、监视等，以确保汽轮发电机组的安全可靠运行。此外，DEH和其他系统如DCS应具有良好的接口。厂家提供机组检测系统（ETS），ETS为无锡厚德产品。4.5.20保温及油漆1）

32、提供汽机本体及附属设备的保温设计及材料说明书。2）保温层的表面温度不大于50。3）汽机外壳的护罩开有排气孔及检查门。4）设备出厂必须是全部喷涂保护漆，而安装后设备表面的喷涂漆按电站美观设计整体考虑。5 供货范围5.1 乙方应按照有关国家和行业标准、规范，提供整套汽轮机的供货设备、随机备品备件、外购件的备件、专用工具和三年运行的备品备件。全部费用已包含在合同价款内。5.2 供货设备应包括（不限于此）：5.2.1 汽轮机本体；从自动主汽门进口法兰起至汽轮机排汽法兰（包括至凝汽器的接口排气接管）；汽轮机的底座、地脚螺栓及垫铁（斜垫铁及平垫铁60mm以上）；外壳衣等。5.2.2 汽轮机主汽系统、抽汽系

33、统、油系统、调速保安系统、真空系统、疏水系统、冷凝系统的设备，本体范围内管道、管件和阀门；保护汽轮机组用的安全膜板等。负责提供汽轮发电机联轴器（包括发电机侧）、发电机前轴承、机组振动测量探头。5.2.3负责提供一套安装、检修汽轮机使用的专用工具（包括起吊汽缸和转子）；提供一套联轴器找中专用工具；5.2.4 汽轮机热控系统及设备，提供汽轮机开机盘；5.2.5汽轮机调节系统汽轮机电液控制系统（DEH）采用原装美国WOODWARD505控制系统，电液转换阀为原装德国VOITH公司产品。5.2.6油系统 供油系统采用GB11120-89标准规定的汽轮机油；由主油泵、高压启动油泵、交流辅助油泵、直流辅助

34、油泵和全部管道、阀门（不锈钢）、法兰、油箱、滤油器、2台100%容量的冷油器、仪表等。5.2.7凝汽器、真空系统 凝汽器进、出水方向由甲方和设计院传真确定，乙方实施；凝汽器整体组装实验合格后出厂（包括不锈钢换热管）。凝汽器换热面积大于800m2、换热管材质：0Cr18Ni9；需增加对冬季供暖系统说明。 射水抽气器，抽气能力12 kg/h。5.3 提供图纸、资料应包含使用说明书、供货供图和备件清单、各类质量证明资料等； 5.4 其它相关技术服务。6 技术文件及分工技术文件6.1 乙方应提供满足设计、施工、试验、调试、运行和检修要求的技术文件和图纸，所有图纸用CAD制图，并提供一套完整的电子版图纸

35、和技术文件。合格证书、各种检验与试验报告等其它证书、文件。6.2 乙方提供的技术文件和图纸应与所提供的设备系统相符。这些资料应完整、准确。工作配合和技术文件交换所用的语言为中文。6.3 乙方应在合同签订后15个日历日内向甲方提供最终版电站设计用图及技术文件共2套（电子版文件1套），在合同签订后4个日历日内供甲方和该项目的设计院用于电站设计的基础图纸2套（电子版文件1套），供用户的随机图纸6套，文件1套。1、合同生效后10天提供打桩图，以便买方开展基础设计。包括汽轮机与发电机联接、动、静载荷、地脚螺栓孔位置、尺寸、允许的作用力和力矩值、热位移值、安装和检修起吊重量及高度等）2、合同生效后1520天提供电站设计总图：汽轮机主机管口图 总布置图 热力系统图 调节、保安、油路系统图 垫铁布置图 测点布置图 汽轮机电气监视保护系统图 本体一次仪表接线端子图 3、 合同生效后3045天提供电站设计用图及技术资料：6.4 乙方提供下列技术文件6.4.1 设备系统技术说明书；6.4.2 设备系统供应项目清单（供应目录清单）.6.4.3提供汽轮机下列数据：1）新蒸汽参数异常条件下允许连续运行时间和累计运行时间。2）新蒸汽压力2.350.2MPa、温度40050变化范围的负荷曲线。3）汽轮机允许在48.550.5Hz周波范围内连续运行，在异常周波下运行时的周波限制值及相应的持续、