魏家峁660MW超临界汽轮机协议-2013.5.8签字版

1、北方魏家峁煤电有限责任公司煤电一体化电厂2660MW超临界空冷机组汽轮机补充技术协议（1）买 方：北方魏家峁煤电有限责任公司设计方：华北电力设计院工程有限公司卖 方：上海电气集团股份有限公司2013年5月内蒙古正蓝电厂一期2600MW机组新建工程锅炉技术协议 目录北方魏家峁煤电有限责任公司煤电一体化电厂2x660MW超临界空冷机组工程 汽轮机技术协议 目 录 TOC o 1-1 h z u HYPERLINK l _Toc355874854 附件1技术规范 页，共104页附件1技术规范1 总则本技术协议适用于魏家峁煤电一体化电厂一期工程2660MW国产超临界空冷机组汽轮机及其附属设备和凝汽器，

2、它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。卖方的工作范围包括供货范围内设备的设计、制造、检验、试验、包装、运输和安装指导、配合和进行方案优化工作等。卖方应根据魏家峁煤电一体化电厂的气象条件，对汽轮机尾部及末级叶片进行优化，作出优化专题报告。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，卖方提供一套满足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，满足其要求。卖方须执行本技术协议所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。按本技术协议的要求，卖方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

3、验、运行和维护等标准清单给买方，买方确认。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，卖方应保证买方不承担有关设备专利的一切责任。由于工程施工周期较紧，在技术协议签定后规定时间内，卖方必须提供满足初步设计需要的所有图纸资料。本工程采用KKS标识系统。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。具体标识原则由买方在一联会上提出，卖方按此原则进行KKS编码的编制，由买方最终确认。本工程采用现场总线技术实现数字化电厂控制方案，对随卖方供货范围内的有关现场总线仪控设备的技术要求见2.3章节相关内容。1.1工程概况1.1.1项目简介魏家峁煤电一体化电厂一期工程厂址位于内蒙古

4、自治区鄂尔多斯市的准格尔旗的魏家峁乡境内，距准格尔旗政府约50公里。电厂燃料由魏家峁矿区供给，拟采用煤电一体化运营模式建设的大型坑口火力发电厂。本期工程计划建设2660MW级超临界间接空冷燃煤机组。1.1.2机组冷却方式本期工程安装两台间接空冷汽轮机，凝汽器采用除盐水闭式循环冷却。1.1.3锅炉水汽质量标准如下：介质名称分析项目标准值期望值蒸汽氢电导率(25)0.20mS/cm0.15mS/cmSiO215mg/kg10mg/kg钠5mg/kg2mg/kg铁10mg/kg5mg/kg铜3mg/kg1mg/kg给水(加氧处理)溶解氧30150mg/L-钠5mg/L2mg/L铁10mg/L5mg/

5、L铜3mg/L1mg/L氢电导率（25）0.15mS/cm0.10mS/cmSiO215mg/L10mg/LpH(25)8.09.0（无铜系统）8.59.0（有铜系统）TOC200mg/L氯离子5mg/L2mg/L凝结水（处理装置后，加氧处理）SiO210mg/L5mg/L铁5mg/L3mg/L铜2mg/L1mg/L钠3mg/L1mg/L氯离子3mg/L1mg/L氢电导率（25）0.12mS/cm0.10mS/cm1.1.4水文气象条件准格尔旗位于内蒙古自治区鄂尔多斯高原的东测，大陆性气候突出，大陆度在68.874.9之间，常年干旱少雨，冬季漫长而寒冷，夏季炎热雨水集中，春季风多，秋季凉爽。准

6、格尔旗地居中温带，海拔高度相对偏低,气温偏暧，四季分明，无霜期较长，日照充足，全旗气温分布随纬度变化有一定的差异，随高度变化也较大。准格尔旗平均气温约为7.6，降水自东南向西北递减，历年平均降水量约为393.7mm，蒸发量在2000.0mm左右，日照充足，风力分布不均匀，北部最大，中部则次之，南部最小。主要气象要素资料表序号项 目单位数值1多年平均气温7.62多年极端最高气温38.63多年极端最低气温-30.94多年平均相对湿度%545多年平均气压hPa898.56多年平均降雨量mm393.77一日最大降雨量mm86.58多年平均蒸发量mm1993.59多年平均风速m/s1.510多年十分钟最

7、大风速m/s19.711多年最多雷暴日数d4812多年最大积雪厚度mm150.013土壤最大冻结深度m大于1.5主导风向：全年NNW，夏季SE，冬季NNW。次主导风向：全年NW，夏季SSE，冬季NW。白音华电厂工程可行性研究报告说明书多年逐月平均气象数据序号项目单位1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1多年逐月平均气温-11.1-6.51.49.817.021.423.321.315.58.2-0.9-8.82多年逐月平均气压hPa904.2902.4899.6896.5894.4891.5890.2893.6898.9902.8904.3904.93多年逐月平均相对湿度%5

8、652464040476166646057574多年逐月平均风速m/s1.01.31.82.12.01.61.41.31.21.31.41.15多年逐月平均降雨量mm2.33.410.718.728.444.2102.6104.551.419.86.11.66多年逐月平均蒸发量mm30.951.2123.5226.5333.5330.7282.5222.4169.7122.276.832.5根据中国地震动参数区划图(GB18306-2001)，厂址所在场地地震动峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为度。按照建筑抗震设计规范(GB50011-2010)判定，建筑场地类别为类。主要建筑物需采用

9、桩基础。主厂房零米地坪标高1260 m(黄海基准)。1.1.5服务设施1) 所有辅机冷却水考虑夏季短期采用开式循环冷却水系统，开式循环冷却水系统的最高温度为33，冷却水压力0.6MPa（g），采用湿冷机力通风冷却塔。开式循环水的补给水源为黄河水。其它季节均采用闭式循环冷却水，闭式循环冷却水系统的最高温度为38，冷却水压力0.50.8MPa（g），水质为除盐水。2) 厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.40.8MPa，最高温度为50。3) 电源：交流电源供电电压：6kV，380V（三相四线，卖方如需其它等级的电源请自行解决） 直流电源供电电压：220V（动力），110V（控制）。1.1.6机组

10、布置方式汽轮发电机组为室内纵向顺列布置，机头朝向固定端，从汽轮机向发电机看，主油箱及油管路布置在左侧。汽轮发电机组运转层标高暂定为15m，中间夹层标高暂定为6.90m。1.2机组运行条件1.2.1机组运行负荷模式汽轮机大修周期不少于6年。机组半年试生产后，年利用小时数不少于6000h，年可用小时数不少于7600h，机组的等效可用系数94%，等效强迫停运率303050.551.018018048.550.5连续运行48.048.530030047.548.0606047.047.520101.3.5当汽轮发电机孤立运行时和与其他发电机组并列运行时，都能平稳地、有控制地向系统供电。机组在其保证使用

11、寿命期内，应能在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，能承受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形，而且还应能承受非同期误并列的冲击。1.3.6汽轮机型式及额定参数汽轮机型式：超临界参数、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、间接空冷凝汽式汽轮机。汽轮机额定参数（1）在汽机主汽阀前额定压力：24.2 MPa（a）额定温度：566（2）中压联合汽门前额定压力：92%汽机高压缸排汽压力（再热系统压降按8%高压缸排汽压力考虑）额定温度：566（3）最终给水温度：2895（4）额定转速：3000r/min（5）低压缸排汽额定（平均）压力为10kPa，提供热力计算数据（6）旋转方向：从汽轮机向

12、发电机看为顺时针（7）汽轮机回热系统级数：七级（三高+除氧器+三低），采用3号高加外置式蒸汽冷却器。1.3.7机组的额定出力(TRL)为660MW（当采用静态励磁时，应扣除所消耗的功率）。1.3.8锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）应与汽轮机阀门全开（VWO）工况时的流量相匹配。1.3.9在额定功率因数和额定氢压下，发电机的额定容量应与汽轮机的额定出力相匹配；发电机的最大连续容量应与汽轮机的最大连续出力相匹配。1.3.10间接空冷凝汽器背压： 凝汽器设计背压：10kPa(a)；凝汽器夏季背压：26kPa(a)。1.3.11汽轮机大修周期应不少于5年（6年）。机组半年试生产后，年利用小时数应不少于

13、6500h（6000 h），年可用小时数应不少于7600h，并提供机组的等效可用系数和等效强迫停运率。1.3.12油系统禁止使用铸铁阀门。1.3.13本技术协议压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力。1.4控制要求1.4.1随机组成套供货的控制系统应在大型火电机组上有成功应用经验，适合电站特点，并且技术先进、产品质量好、可靠性高、性能/价格比好。1.4.2随机组提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国际标准。不得选用国家宣布的淘汰产品。必须符合控制监视系统的需要，并根据安装地点满足防爆、防火、防水、防尘、防腐蚀的有关要求。所供的仪表控制设备和控制系统应得到买方的确认。1.4.3应提供

14、足够的资料以说明对机组的控制要求，控制方式及联锁保护等方面技术条件和数据，包括机组运行参数的报警值和保护动作值。1.4.4应对随机组提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等都要有详细说明，应注明安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置须提供安装使用说明书。1.4.5本工程将在主机系统应用现场总线技术控制方案（用于汽轮机保护的DEH、ETS、TSI等系统除外），卖方应对随汽轮机供货范围内的所有变送器、气动执行机构智能定位器、电动门等设备提供已经在现场总线协会注册并得到认证的设备，并提供相应的配置文件（GSD、EDD、FDT、DD、EDDL等）及编程软件等。同时在设备供货前，卖

15、方应提供供货范围内相应的仪表控制设备样品（变送器、电动/气动执行机构、电机智能控制器等设备）至DCS供货商处进行测试，满足要求后供货，如果不满足要求，由卖方负责免费更换；测试样品放在DCS供货商处，至DCS硬件FAT后再发回设备厂家，应不产生价格因素。1.4.6卖方所供的重要系统（本体疏水系统、闭环调节系统、高温高压管道、快速控制的工艺系统）的电动装置、电动执行机构、气动执行机构等需选用进口产品。电动门及电动调节阀执行机构均应采用智能一体化产品，（对于恶劣环境，例如：振动、髙温等环境，应采用分体式安装执行器）。电动执行机构采用已经在现场总线协会注册并得到认证的设备（Profibus DP-V1

16、或V2），并提供相应的配置文件（GSD、EDD、FDT等）及编程软件等。电动执行机构采用PROFIBUS DP总线控制方式（并保留模拟量控制接口或开关量接口），配置冗余的PROFIBUS DP总线协议接口，按德国EMG产品选型。卖方所供的国产电动装置、电动执行机构应采用智能一体化（对于恶劣环境，例如：振动、髙温等环境，应采用分体式安装执行器）合资系列产品（采用非变频系列），电动执行机构采用PROFIBUS DP总线控制方式（并保留模拟量控制接口或开关量接口），配置冗余的PROFIBUS DP总线协议接口，按AUTOCK系列产品选型。调节型气动执行机应配置智能定位器，带三断保护，智能定位器应配置

17、冗余PROFIBUS-DP总线协议接口，采用已经在现场总线协会注册并得到认证的设备，并提供相应的配置文件（DD、EDDL等）及编程软件等。调节型气动执行机构采用智能一体化型定位器，气动执行器按美国FISHER进口原装系列产品选型；智能定位器配置冗余PROFIBUS-DP总线协议接口，智能定位器按FISHER等总线系列产品选型，电磁阀按ASCO系列产品选型。1.4.7卖方所供用于远传的开关设备，包括压力开关、差压开关、流量开关、液位开关、温度开关等需选用进口产品。供货商应在美国SOR系列产品范围内选用。变送器应选用进口美国罗斯蒙特系列产品，均支持HART协议，带有就地模拟表头显示。1.4.8卖方

18、所提供的重要系统及设备应为至少在两个拥有单机容量660MW或更大的电厂有2年以上成功运行经验的成熟产品，其它的应在至少同类型机组有2年以上成功运行经验。1.4.9卖方应按买方需要参加DCS系统技术联络会，且卖方提供的设备应满足DCS系统设计的要求。1.4.10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IP54；主厂房为IP56。2 汽轮机技术要求2.1汽轮机本体设备性能要求2.1.1汽轮机为超临界、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、间接空冷凝汽式汽轮机。机组的铭牌出力(TRL)为660MW（当采用静态励磁时，应扣除所消耗的功率）。2.1.2机组的工况定义额定设计背压应允许在最终的冷端

19、优化后修定，与额定设计背压有关的数据相应修改。额定工况（铭牌出力工况）（TRL）汽轮发电机组应能在下列条件下安全连续运行，发电机输出额定功率660MW（当采用静态励磁时，应扣除所消耗的功率），此工况为机组出力保证值的验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机额定（或铭牌）进汽量。此工况条件如下：1）额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2）低压缸排汽平均背压为26kPa(暂定)； 3）补给水率为1.5%；4）所规定的最终给水温度；5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6）2台500容量汽动给水泵（前置泵与主泵同轴）投入运行，并满足锅炉需要的给水参数；7）发电机额定功率因数0.9(滞后

20、)、额定氢压、额定电压、额定频率，发电机效率98.95%、发电机氢气冷却器冷却水温38；8）引风机采用小汽机驱动。热耗考核工况（THA）汽轮发电机组应能在下列条件下安全连续运行，此时发电机输出功率为660MW（当采用静态励磁时，应扣除所消耗的功率）。此工况为热耗保证工况（THA），此工况条件如下：1）额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2）低压缸排汽平均背压为10kPa； 3）补给水率为0%；4）所规定的最终给水温度；5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6）2台50容量的汽动给水泵（前置泵与主泵同轴）投入运行，并满足锅炉需要的给水参数；7）发电机额定功率因数0.9(滞后)

21、、额定氢压、额定电压、额定频率、发电机效率98.95%。一次冷却水温26；8）引风机采用小汽机驱动。汽轮机最大连续出力（TMCR）工况汽轮机进汽量等于额定工况的进汽量（铭牌进汽量），其它条件同时，汽轮机应能安全连续运行，此工况下发电机输出功率（当采用静态励磁时，应扣除所消耗的功率）称为机组最大连续出力，输出功率值为701.377MW。此工况也为机组出力保证值的验收工况。调节阀门全开（VWO）工况汽轮发电机组应能在调节阀全开，其它条件同时，安全连续运行，汽轮机阀门全开的进汽量应不小于103%的额定工况进汽量（铭牌进汽量），该进汽量不包含汽轮机的设计制造误差。本工程要求采用汽动给水泵和汽动引风机，

22、TRL工况下机组额定出力要求为660MW，卖方应对高中压缸选型进行专题论述，并作出专题报告。卖方应提供汽轮发电机组在阀门全开工况下的输出功率。此工况为汽轮机进汽能力保证值的验收工况。阻塞背压工况汽轮机进汽量等于额定工况的进汽量（铭牌进汽量），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，汽轮机应能在此工况条件下安全连续运行。此时，汽轮机的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）补给水率为0%；3）所规定的最终给水温度；4）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽

23、；5）2台50容量的汽动给水泵（前置泵与主泵同轴）运行，并满足锅炉需要的给水参数；6）发电机额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、额定电压、额定频率、发电机效率98.95%。发电机冷却器一次冷却水温26。7）引风机采用小汽机驱动。卖方应提供阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线，并提供额定进汽量下的汽轮机阻塞背压值和机组在该工况下的出力。卖方应提供汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压和跳闸背压。卖方应提供VWO工况、TMCR工况、THA工况的进汽量条件下，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。2.1.3机组在全部高压加热器停用，其它条件同时，应能发出额定出力。2.1.4机组

24、在任何一台低压加热器停用，其它条件同时，应能发出额定出力。2.1.5机组在带厂用辅助蒸汽，辅助蒸汽量暂按四段抽汽：70t/h，五段抽汽：50t/h，其它条件同时，能发出额定出力。2.1.6机组热耗率及汽耗率卖方应提供机组各种工况的净热耗率及汽耗率。工况工况名称发电机功率MW平均背压kPa补给水率 %热耗率kJ/kW.h汽耗率 kg/kW.h工况1考核工况(THA)660.3271007982.63.067工况2额定工况(TRL)660.002261.58439.43.309工况3TMCR工况701.3771007986.63.114工况4VWO工况717.8181007991.43.135工况

25、5阻塞背压工况703.7627.507958.93.103工况775%额定出力工况（滑压）4951008108.12.960工况850%额定出力工况（滑压）3301008478.92.938工况940%额定出力工况（滑压）2641008869.53.032工况10高加全部停用工况6601008301.32.669卖方按下列公式计算汽轮发电机组的热耗率（不考虑试验不精确度容差），并附含有详细数据（流量、功率、压降、端差、温升、焓增及轴封蒸汽参数等）的各种工况热平衡图、各种参数的校正曲线及有关说明。汽轮发电机组的热耗率公式如下：q=M1(H1-hf)+M2(H3-H2)/(PG-PEXC)M1主蒸

26、汽流量kg/hM2再热蒸汽流量kg/hq热耗率kJ/kWhH1主汽门入口主蒸汽焓kJ/kgH2高压缸排汽焓kJ/kgH3中压主汽门入口的蒸汽焓kJ/kghf最终给水焓kJ/kgPG发电机终端输出功率kWPEXC采用静态励磁时发电机端供应励磁变压器的功率kW卖方按下列条件计算机组热耗率：发电机效率98.95%；VWO工况下再热系统压降按8%的汽机高压缸排汽压力考虑；1、2、3段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5%，给水泵小机抽汽压损5%,引风机小机抽汽压损10%；回热系统采用7级方案。给水泵汽轮机和引风机汽轮机内效率82%；给水泵效率83%。加热器端差按下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）：1号

27、高加2号高加3号高加3号高加外置蒸汽冷却器5号低加6号低加7号低加上端差-1.6002.82.82.8下端差5.65.65.6565.65.65.6机组性能试验应按ASME PTC62004执行。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）汽轮机进汽初参数（主蒸汽和再热蒸汽）；（3）再热系统压降；（4）各级抽汽压损；（5）最终给水温度；（6）给水加热器端差；（7）减温水流量。2.1.7机组的允许负荷变化率应为：负荷变化率阶跃负荷变化10额定出力/min等负荷变化：50额定出力以上5额定出力/min50%额定出力以下3额定出力/min2.1.8汽轮机的零部件（不包

28、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启动方式：启动方式启动方式定义启动次数冷态启动停机72h以上（金属温度降至该测点满负荷温度的40%以下）100次温态启动停机1072h（金属温度降至该测点满负荷温度的40%至80%之间）700次热态启动停机10h以内（金属温度降至该测点满负荷温度的80%以上）3000次极热态启动停机1h以内（金属温度接近该测点满负荷温度）150次负荷阶跃10%额定负荷12,000次卖方应给出在各种启动方式和负荷变化下，机组的循环寿命消耗值。机组在30年的寿命期内的总循环寿命消耗应不超过70%，以保证机组在设计使用寿命期内能可靠安全地运行。2.1.

29、9汽轮机易损件的使用寿命，应在供货条件中予以规定，工作温度高于450的紧固件，应考虑其松弛性能，并保证其在大修间隔期间内运行可靠。2.1.10汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在任何轴承座上测得的垂直、横向和轴向双振幅绝对振动值应不大于0.025mm，在任何轴颈上测得的垂直、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颈双振幅相对振动值应不大于0.15mm。刚性联轴器法兰端面的瓢偏应不大于0.02mm，半刚性及接长轴上的联轴器端面瓢偏应不大于0.03mm，法兰外圆（或内圆）的径向晃度应不大于0.02mm。接长轴上的联轴器端面瓢偏不大于0.03

30、mm，法兰外圆（或内圆）的径向晃度不大于0.02mm。2.1.11汽轮机还应能承受下列可能出现的运行工况：汽轮机甩负荷后，允许空负荷运行的时间不少于15分钟。汽轮机应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应能满足汽轮机启动后发电机试验的需要。 汽轮机在排汽温度高达80下允许长期运行，汽轮机低压排汽缸最高允许运行温度值为80报警，121跳闸。高压缸排汽温度：正常运行最高380，报警390，停机427；低压缸排汽温度：正常运行最高80，报警80，停机 121。卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，应有明确的规定。2.1.12卖方应提供汽轮机运行中，主蒸汽及再热蒸汽参数偏离

31、额定值的允许变化范围和允许连续运行时间，但不低于下列范围：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1.00Po保持所述年平均压力下允许连续运行的压力1.05Po例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间12小时1.20Po冷再热压力1.25Pr主蒸汽及再热蒸汽温度任何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+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：(1) Po、Pr分别为主蒸汽和再热蒸汽额定压力； (2) t为主蒸汽或再热

32、蒸汽额定温度。2.1.13汽轮机应允许在两根平行主蒸汽或再热蒸汽管道之间的蒸汽温度差不超过17时，能正常连续运行；在例外情况下，任意4小时内延续时间不超过15分钟时，可允许两根平行主蒸汽或再热蒸汽管道之间的蒸汽温度差不超过28。2.1.14卖方应分别给出汽轮机在启动和正常运行时，主蒸汽与再热蒸汽温度之间的允许偏差值。状态主蒸汽与再热蒸汽温度之间的允许偏差值启动和正常运行27.8当负荷趋近空载时83（仅限于再热汽温低）2.1.15汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应避开工作转速的15%-10范围。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，卖方应提供轴系各临界转速值。2.1.16汽

33、轮发电机组轴系的各阶固有扭振频率避开4555Hz和93108Hz，防止发生机电共振，损坏机组。汽轮发电机组轴系的低阶固有扭振频率（发电机按静态励磁计算，不少于6阶）一联会提供。在汽机和发电机侧均需预装测速齿轮，留有安装测速探头的位置。2.1.17当汽轮机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组转速不能超过危急保安器的转速，应能自动降至同步转速，维持转速稳定。机组应具备在锅炉灭火，再启动，投油助燃条件下带厂用电运行的可能，但不考虑FCB功能。卖方应提出汽轮机允许带厂用电运行的时间。汽轮机启动方式为带旁路的有高、中压缸联会启动和不带旁路的高压缸启动。2.1.18调节装置的性能应至少满足如下要求：调节装

34、置总的速度不等率应为35%，局部速度不等率在0至0.9最大连续功率范围内为38%；在0.9最大连续功率以上范围应不大于12%，在此范围的平均局部速度不等率应不大于10%；额定转速下调节器的死区应不小于0.06%。喷嘴调节汽轮机，在90100%MCR负荷范围内由任意调节门控制时，其平均不等率应不大于总不等率的3倍。2.1.19卖方应提供汽轮机VWO进汽量时汽轮机所能达到的最高满发背压值；汽轮机排汽压力升高到最高允许背压值时允许机组持续运行的时间及相应的负荷值，汽轮机持续运行允许的最大背压值为48kPa。2.1.20当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机在正常背压至报警背压范围内，

35、至少具有1min无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。2.1.21超速试验时，汽轮机能在112%额定转速下作短期运转，应对汽轮机任何部件不造成损伤，轴系在各轴颈处的振动值也不应超过报警值。2.1.22卖方应提供汽轮机在不同启动条件下的定压和滑压的启动和运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。曲线中至少应包括主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量，以及汽轮机的进汽量、转速、负荷变化等。汽轮机启动和运行曲线、滑参数停机曲线应与锅炉相匹配。机炉联合启动曲线由汽机厂配合提供，锅炉厂负责汇总归口，并提交买方。2.1.23卖方还应提供汽轮机的启动程序和运行数据，见附件的各附表。2.1.24汽轮机及发电机各节

36、点的设计扭矩、扭应力和安全系数见下表。异常工况为两相短路工况： 轴承号1234扭应力(N/mm2)0.23441.7143.3238.7许用扭应力(N/mm2)370370438438安全倍率1.5818.873.061.832.1.25高低压加热器不属于主机配套设备，卖方提供的各种运行工况的热平衡图中要标明各高、低压加热器的蒸汽进口参数、端差和参数（包括焓值），低压缸的排汽量及排汽参数（包括焓值）。2.1.26表面式凝汽器及高、低压疏水扩容器由卖方供货；卖方提供低压旁路的三级减温减压器，每机两个，三级减温减压器安装在凝汽器内，其容量满足旁路要求。2.1.27 VWO工况应作为汽轮机及其附属系

37、统、回热系统等设计选择的基础。2.1.28汽轮机制造厂应对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、润滑油系统及靠背轮负责统一归口设计，以使机组具有较高的稳定性。汽轮机制造厂应对汽轮发电机组整个轴系稳定性负责。2.1.29卖方应和低压加热器厂商密切配合，对7号低加的布置和安装整体负责。2.1.30距汽轮机化妆板外1米，汽机转运层1.2米高处所测得的噪声值应低于85分贝（A声级）。2.2汽轮机本体结构设计要求2.2.1一般要求空冷汽轮机应适应空冷电站的气象条件、空冷系统特点和运行模式等。卖方提供的汽轮机及所有附属设备应技术先进、安全可靠。空冷汽轮机运行背压受大气干球温度变化而变化。一年四季，甚至每昼

38、夜空气温度变化很大，故汽轮机背压变化范围大，而且变化频繁，汽轮机的年平均背压高，卖方应对低压模块特别是末级叶片和次末级叶片进行优化。卖方所提供的空冷汽轮机必须是技术先进、经济合理、安全可靠、运行灵活的产品，能满足电网运行方式的需要以及适应启、停和负荷变化的要求。卖方应对超临界机组的选材提供说明。说明应包括汽缸、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，特别是高温持久强度等重要性能及其对寿命和汽机本体性能的影响。卖方应对空冷汽轮发电机组进行轴系稳定性设计和分析，提供有力的分析数据和准则。在考虑轴系稳定性时，必须要考虑蒸汽激振力的影响。汽轮机应设有一套低压缸自动

39、喷水系统和一套水幕保护喷水系统。卖方应在低压缸、凝汽器、各本体疏水扩容器上留有安装测温元件和就地温度计的接口，并提供Pt100测温元件和就地温度计用于控制。卖方应对汽轮机的通流部分、排汽蜗壳等进行优化。汽轮机低压缸末级和次末级叶片应进行流场试验。卖方应对所提供的660MW超临界空冷汽轮机的结构特点和使用业绩进行必要的描述。卖方应提交专题报告，详细论述本工程满足TRL工况额定出力660MW（汽动给水泵、汽动引风机）、VWO进汽量加大所带来的汽机高中压缸所做的改进。卖方应提供其背压限制曲线“N-Pk”。卖方应根据旁路功能提供旁路投入时的背压限制曲线及旁路投运的流量限制装置。汽轮机滑销系统应保证长期

40、运行灵活。卖方应提供汽轮机滑销系统的型式及有关说明。汽轮机设计应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ANSI/ASME TDP-1标准执行。0卖方应对所有连接到汽缸上的管道，提出允许作用力和力矩的要求。当管道设计不能满足要求时，卖方有责任与买方共同协商解决。1卖方应提供汽轮机启动时防止高压缸过热的措施。在启动过程中，为防止高压缸过热，在高压缸排汽口设有通风阀（VV阀），与排汽管道相连，使高压缸处于真空状态减少鼓风发热。2卖方应根据机组功能提出对旁路装置的要求，并配合锅炉和空冷器的启动运行要求最终确定旁路容量和型式。3卖方应提供除回热抽汽和给水泵汽轮机、

41、引风机汽轮机正常耗汽外，另能供给厂用蒸汽的抽汽量及其参数：四段抽汽最大抽汽量70t/h，五段抽汽最大抽汽量50t/h。此工况下汽轮机也应能带额定负荷。2.2.2汽轮机转子及叶片汽轮机转子应彻底消除残余应力，采用无中心孔转子。汽轮机设计应允许不揭缸进行转子动平衡。卖方应提供各个转子的脆性转变温度的数值，并解释取得该数值的依据。卖方应力争降低各个转子的脆性转变温度，至少使其不影响机组启动的灵活性。转子相对推力瓦的位置应设标记，以便容易确定转子的位置。叶片的设计应是精确的、成熟的，能在允许的周波变化范围内安全运行，并提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔（CANPBELL）频谱图。卖方应进行末级和次末级叶

42、片的优化选型，并进行末级和次末级叶片的动静频试验。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。末几级叶片抗水蚀措施如下： 1) 采用三元流动理论及马刀型静叶提高根部反动度。 2) 设计工况点偏向小容积流量工况。 3) 进汽端水蚀的气动设计程序 4) 采用马刀型静叶通过叶片力来控制沿叶高的径向压力梯度。 5) 加大动静叶片的轴向间隙距离。6) 镶焊硬质（司太立）合金由于蒸汽参数高且采用直流锅炉，卖方应对汽轮机防止固体颗粒侵蚀(SPE)所采用的措施提出说明或详细论证(包括对系统的要求)。应有防止叶片司太莱合金脱落的措施，采取的措施如下： 1） 合金片与

43、叶片的配合技术 2） 钎焊工艺 3） 合金片周边补满工艺 4） 采用外形检验专用模具 5） 着色检验 6） 射线探伤检验0用于把叶根紧固在轮缘上的销子应便于现场检修拆装。1应使叶根固定尺寸十分精确，具有良好的互换性，以便顺利互换备品叶片。2应说明转子及叶片材料，提供转子重量、重心及转子的转动惯量WR2值。3汽轮机各转子在出厂前应进行高速动平衡试验。4每台汽轮机转子，在厂内进行超速试验。超速试验在超过最高计算转速2%的情况下进行，最高计算转速是在调速器失灵，转速只受危急保安器动作限制时可能出现的转速，这种试验只能进行一次，延续时间不超过10分钟。但在任何情况下，不超过额定转速的20%。5汽轮机靠

44、背轮、汽轮机轴系应能承受发电机及母线短路时产生的扭矩。6 高中压缸整体出厂，否则，将执行商务合同内规定的相应条款执行。2.2.3汽缸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心度。高、中、低压缸均应采用已有成熟运行业绩的结构和材料。高压内缸、喷嘴、中压内缸、导流环等部件应选用在高温下持久强度较高的材料。高压缸进汽部分设计应适当加强，以确保运行稳定，振动小。进汽管密封环应使用耐磨金属制成。出厂前，汽轮机各汽缸应进行水压试验。提供低压缸喷水减温系统、水幕保护系统、三级减温减压器喷水系统、疏水扩容器喷水系统的全部设备。提供保护整个汽轮

45、机用的排汽隔膜阀（供四片备用薄膜），汽轮机排汽隔膜阀释放爆破压力限制值10kPa.g。该阀应有足够的排汽面积。卖方应提供电动真空破坏阀。提供汽缸法兰螺栓的扳手及电加热装置，包括所有附件、变压器和控制设备。提供揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施。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。汽机壁温测点保护套管应传出保温层5cm。为防止蒸汽激振引起的低频振动，汽封应选择合适的汽封间隙、材质、结构型式（必须采用先进、新型汽封），卖方提供各种汽封的型式，并对可靠性和经济性

46、提供专题报告。汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和适当的动静间隙，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。汽缸铸件应彻底消除残余内应力，保证汽缸结合面严密不漏汽。0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。1隔板出厂前应进行挠度试验。2 卖方如采用不揭缸安装的方法应进行说明(汽轮机的高压缸和中压缸或高中压合缸厂内组装，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。3 低压缸内部的轴封蒸汽管道应设置不锈钢保护套管。2.2.4轴承及轴承座因空冷机组背压高、变化幅度大，其低压缸的零部件受温度变化影响大。为保证

47、汽轮发电机组的安全运行，低压缸应采用落地轴承座。其轴承型式为详见表1-8。汽轮发电机组各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为额定转速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。卖方须提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。检修时不需要揭开汽缸和吊走转子，就能将各轴承方便地取出和更换。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。任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过75，轴承回油管上应有观察孔及温度计插座。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。测量轴承金属温度应使用埋入式热电偶，并将该测温元件的接线

48、引至汽机本体接线盒。测温元件应具有良好的抗震性能。各轴承设计金属温度应不超过105，但乌金材料应允许在115以下长期运行。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。卖方应提供显示该轴承金属磨损量和瓦块温度的测量装置，并提供回油温度表。在推力轴承的外壳上，应设有一个永久性基准点，以测量大轴的位置。轴承座上应设置测量大轴弯曲，轴向位移（三取二设置）、膨胀监测装置。在轴承座的适当位置上，应装设测量轴X-Y两个方向的相对振动及轴承座的绝对振动的装置；并分别给出报警值和停机值送至DCS系统。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，该位置应便于测取鉴相信号传感器的安装和信号线的

49、引出。鉴相信号至少应送出2个独立的信号。轴承座内表面应在工厂进行永久性防腐处理。卖方应说明防腐型式及措施。0在汽轮机设置2套转速测量装置，1套用于ETS系统,另一套于DEH系统，每套转速探头应按三个配置，共6个转速探头，其转速信号直接接至ETS系统和DEH系统。2.2.5主汽门、调速汽门、中压联合汽门主汽门、中压联合汽门应严密不漏，采用具有高强度的耐热钢材。主汽门应能承受锅炉受热面和过热器进行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。主汽门、中压联合汽门的材质应能适应与其相连接管道的焊接要求。卖方应提供主蒸汽管道和再热管道

50、与各阀门连接的焊接方法及坡口加工，并提供主蒸汽管道和再热管道与阀门连接需要的过渡段，且在工厂与阀门焊接和热处理，该过渡段材料应与买方的接管材料相同，用于解决阀门与蒸汽管道的材料和连接尺寸的不同。若汽轮机各级抽汽接口材质或规格与买方的设计不符时，卖方应提供过渡段，并在工厂进行焊接和热处理。主汽门、调速汽门、中压联合汽门应能在汽机运行中进行遥控顺序试验，还应具备检修后能够进行单个阀门开闭试验的性能。卖方应提供至少4个高压主汽门关闭行程开关（每侧），用于机组控制。（原协议）提供主汽门、中压联合汽门在启动吹管和水压试验时用的临时堵板等工具。提供主汽门、中压联合汽门使用的永久性的蒸汽滤网。提供吹管及水压

51、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滤网后需用的附加备用密封垫圈。机组启停时，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，应设置金属温度测点，并提供测温元件。汽轮机应设置停机后为使汽缸强迫通风冷却用的管座、堵头。 主汽门阀体的疏水管径要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。卖方应提供合适的疏水口径并开孔。0高压主汽门、中压主汽门采用位移传感器指示阀位，无限位开关。高压主汽门、中压主汽门关闭信号由DEH输出。1 各阀门的阀体、阀芯、阀杆材料应保证长期可靠安全运

52、行，不起氧化皮，不发生卡涩及裂纹。各门杆密封漏汽疏放合理，不对外漏汽。2 卖方应提供汽门严密试验的标准及方法。2.2.6汽轮机液压油系统汽轮机液压油应采用高压抗燃油，该系统应包括液压油箱、两台100%容量的交流供油泵，两台100%容量的冷油器，切换阀，过滤器、蓄能装置、在线抗燃油再生装置及再生泵，加热器、加热循环泵，油温调节装置、泵进口滤网、有关管道和附件、仪表等。油箱上应设有人孔门。抗燃油箱应设有带有420mA输出的磁翻板液位计，过滤器带有差压开关，油箱设有双支型测温元件PT100。液压油系统应采用集装式。给水泵汽轮机与主机控制油系统分开，单独设置，但油源由主机抗燃油系统提供。单台机组小汽机

53、正常抗燃油用量暂定2x10 L/min，抗燃油储油量暂定2x35 L（对应抗燃油压力16MPa(g)）。抗燃油液压系统各部件及油箱、换热器、泵等均应采用不锈钢材料。随该系统提供的热工仪表及检测元件应选用不锈钢耐腐蚀产品。系统的设计应保证当两台高压供油泵瞬间失去电源时（小于5s），汽轮机不会发生跳闸。每台供油泵的容量应能满足机组满负荷时的油量需要，当运行泵发生故障或油压低时，备用泵应能自动启动。抗燃油母管应至少设有3个压力变送器，设有2个压力开关，设有1个Pt100热电阻。抗燃油油压力母管各压力测点应设置独立的取样。压力测量回路上应设置试验阀。提供250%容量的抗燃油（其中150%备用）。并提供

54、抗燃油系统设备、管道、仪表及附件。抗燃油系统主要部件和抗燃油应进口，抗燃油特性应能够适应超临界机组温度参数的使用条件。提供抗燃油供油系统的全套控制设备，控制设备能够完成抗燃油供油系统全部设备的监视控制功能，抗燃油供油系统的电驱动马达在DCS实现逻辑控制（包括互为备用逻辑和启停允许条件，过程参数直接送至DCS），电驱动马达动力电源控制回路在买方MCC实现，厂供就地电控箱将作为中间端子箱，电控箱可设置EH油泵的就地启停按钮及事故按钮（与MCC抽屉柜的启停及事故按钮并接）功能及就地状态显示，全部就地仪表和控制设备由卖方提供。抗燃油冷却器的冷却水采用闭式循环冷却水，应根据汽轮发电机组在设计冷却水流量和

55、38冷却水温、水侧清洁系数为0.85、管子堵塞5%情况下的最大负荷设计。冷油器的设计和管道布置方式应允许在一台运行时，另一台能检修。2.2.7汽轮机润滑油系统润滑油系统应设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在启动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承的用油量。应可以对每个轴承箱的进油量进行单独调整。给水泵汽轮机的润滑油系统和主汽轮机的润滑油系统分开，各自设有单独的润滑油系统。润滑油系统包括但不限于主油箱、电动主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、氫密封备用油泵（随发电机供）、顶轴油系统及顶轴油泵、两台100%的容量的冷油器、两台100%的容量的排油烟风机、管道、仪表及所需全部附件

56、（例如回油管上的窥视孔、温度计插座等）。该系统还可以作为发电机密封油的辅助供油系统。卖方汽轮机润滑油系统与发电机密封油系统的设计界限为低压缸和发电机对轮处。卖方提供的润滑油系统管道及附件应满足现场安装的实际用量并指导安装。删除油箱容量应满足当厂用交流电失电且冷油器无冷却水的情况下停机时，仍能保证机组安全惰走。此时，润滑油箱中的油温不应超过80。油箱的容量应能容纳停机时所有回油量。主油箱上应设置两台全容量的交流电动机驱动的抽油烟风机和油烟分离器，使各轴承室内维持微负压，并设置负压表，便于监视，以确保各轴承内不吸入蒸汽，避免油中带水。电加热器加热温度到40。卖方提供电加热器及双支型Pt100热电阻

57、。主油箱应设有就地磁翻板液位计，并设有三台液位变送器。为最大限度地减少火灾，汽轮机油系统所用管道及附件应是强度足够的厚壁管，至少应按两倍以上的工作压力进行设计，应采用无缝钢管。尽量减少法兰及管接头连接，若必须采用法兰连接，则应采用对焊法兰，且法兰的公称压力应比对应的管道高一等级。润滑油管道应采用单管结构，且整个油系统中的管道、阀门及附件等均采用不锈钢材料。所有的油管道焊缝全部采用氩弧焊。所有润滑油系统的泵组应设计成能满足自动启动、遥控及手动启停的要求。设有停止-自动-运行按钮和用电磁阀操作的启动试验阀门。润滑油母管设有3个压力变送器，设有3个压力开关，设有2个Pt100热电阻（主油箱、冷油器出

58、口母管），各轴承回油管路设有Pt100热电阻。润滑油压力母管各压力测点应设置独立的取样。两台100容量的板式冷油器，采用闭式循环冷却水（除盐水）冷却，板材采用TP304不锈钢材料。每台应根据设计冷却水流量和38冷却水温、清洁系数为0.85计算、并在最大负荷下留有不小于15余量。设计压力：1.0MPa。冷油器的设计和管道布置方式应允许在一台运行时，另一台能检修。两台冷油器要求采用进口品牌（APV、阿法拉伐、或GEA）的板式换热器。板片厚度要求不小于0.5mm。凡有可能聚集有气体的腔室，如轴承箱、回油母管等，应有排放油气的设施。0应从汽轮机结构和系统设计上，防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。1

59、油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管道等，应彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污杂质，并经永久性防腐蚀处理后再妥善密封出厂，应对防腐蚀处理的方法作出说明。油系统所配用的设备包括管道、附件、表计等均由卖方设计和配套提供。2油系统清洁度的标准为JB/T4058-1999，在安装和运行中保证油系统清洁度达标的主要技术措施如下： 选用的无缝钢管及钢板无明显锈蚀和麻点。 所有焊缝均采用亚弧焊打底或双面焊，焊后清楚所有焊斑、飞溅物。 采用酸洗、喷丸以彻底清除所有氧化皮、锈斑等杂物，清理到接近金属本色为止，并达到JB/T4058-1999汽轮机清洁度标准中洁-2等级。 装配时尽量避免油漆擦伤，如有，及时用钢丝刷刷

60、清并补漆。 质管部门设立监控点，对各道工艺过程加强控制。 严格按有关标准对设备进行防护，包括装箱、储运及现场施工等各个阶段，如装配结束后，所有外露接口用塑料帽或塑料布和扎带封口，外部管道再用铁皮套封口并固定。具体详见润滑油维护及注意事项和润滑油系统冲洗规程。3主油箱配置2X100%双联过滤器，油箱上设置方便于运行维护的平台和扶梯。4主油箱应设置事故放油接口。5润滑油系统中所配的油泵、风机的交流电动机选用防爆型。6顶轴系统1）顶轴系统的设计，要求能向汽轮机和发电机的每个轴承注入高压润滑油，以承受转子的重量。在机组盘车前或跳闸后都能顺利投入运行。2）顶轴油泵为350%，要求采用进口设备，两台运行、