囯网能源焦作电厂2x660MW超超临界机组汽轮机技术协议最终版…

1、附件4焦作电厂上大压小异地扩建工程2X660MW汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器）技术协议买方（买受人）：国网能源开发有限公司北京物资分公司焦作电厂设计单位：河南省电力勘测设计院卖方（出卖人）：东方电气股份有限公司二O二年七月签字页:买方:国网能源开发有限公司北京物资分公司焦作电厂代表:日期:设计院:河南省电力勘测设计院代表:日期:卖方:东方电气股份有限公司代表:日期:焦作电厂上大压小异地扩建工程2X660MW汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器）技术协议1目录TOC o 1-5 h z HYPERLINK l bookmark4 o Current Document 附件1技术规范1 HYPER

2、LINK l bookmark48 o Current Document 附件2供货范围99 HYPERLINK l bookmark54 o Current Document 附件3技术资料和交付进度124 HYPERLINK l bookmark58 o Current Document 附件4交货进度138 HYPERLINK l bookmark60 o Current Document 附件5监造、检验和性能验收试验139 HYPERLINK l bookmark70 o Current Document 附件6技术服务和联络147 HYPERLINK l bookmark80 o

3、Current Document 附件7分包商/外购部件情况150 HYPERLINK l bookmark82 o Current Document 附件8大件部件情况151焦作电厂上大压小异地扩建工程2X660MW汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器）技术协议焦作电厂上大压小异地扩建工程2X660MW汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器）技术协议 1附件1技术规范总则总的要求本技术规范书适用于焦作电厂上大压小异地扩建工程超超临界燃煤机组的凝汽式汽轮机及其附属设备。本技术规范书的供货范围包括汽机本体及其附属设备、凝汽器、低压加热器。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。技术

4、规范书所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对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，卖方保证提供符合本技术规范和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、消防等强制性标准满足其要求。卖方执行本规范书所列要求、标准，本技术规范书中未提及的内容均满足或优于本技术规范书所列的国家标准、电力行业标准和有关国际标准。本技术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。当本技术规范书中所提及的标准已修订时，以修订后版本执行。买方有权提出因规程、规范和标准发生变化而产生的一些补充修改要求，卖方遵守这些要求，且不另取费。买方在初步设计阶段对

5、系统进行的各项优化，卖方应积极配合，提供所需的相关资料（热平衡图等），在不增加设备情况下不影响商务费用。卖方应根据工程进度及时提供合同设备的设计、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。标准为最新版本。在签订合同之后，买方保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。本技术规范书经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同具有同等的法律效力。本技术规范书中未尽事宜，由买、卖双方协商确定。卖方提供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

6、承担有关设备专利的一切责任。删除。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，包括分包（或对外采购）的设备和零部件。卖方对于分包设备和主要外购零部件推荐至少3家产品（至少包括买方基本方案所列），最终由买方选择并确认，不引起商务价格变化。卖方至少具有国内4台套超超临界660MW及以上机组的汽轮机运行业绩。本工程采用KKS标识系统，编码范围包括卖方所供系统、设备、主要部件和构筑物等由设计院统一协调，深度到元件级。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。卖方在签订合同后提供的技术资料（

7、包括图纸）和设备的标识有KKS编码。系统的编制原则由买方提出，具体标识由卖方编制提出，在设计联络会上讨论确定。本技术规范中涉及有关商务方面的内容，如与订货合同的商务部分有矛盾时，以商务部分为准。卖方提供的技术资料等应使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。工程概况工程简介本工程由国网能源开发有限公司投资建设，焦作电厂负责建设。本期工程建设规模为2X660MW超超临界燃煤机组。燃煤采用河南省本地煤矿、山西省晋东南矿区等地原煤和内蒙烟煤，内蒙烟煤来煤采用铁路运输；山西省晋东南矿区来煤采用铁路、公路运输。补充水源采用焦作地区污水处理厂处理后的中水，备用水源采用矿井疏干水；生活水源采用当地自来水。

8、工程同步建设烟气脱硫和脱硝装置。工程拟计划2012年12月开工，2015年1月第一台机组投产，2015年5月第二台机组投产。厂址简况本工程厂址位于河南省焦作市修武县郇封镇；厂址位置西距焦作市区约21km、西南距修武县城约6km。厂址区域西侧紧靠葛庄至常庄公路，南侧距新月铁路约1300m,西北距东新庄约300m，东侧距江营1km。大沙河由西向东流经厂址北侧约2.5km。厂区主厂房零米标高初步确定为80.80m（1985年国家高程基准系，下同）。交通运输条件a）铁路运输：焦作境内有太焦铁路、焦柳铁路、新月铁路、月侯铁路等从北部横贯东西；东与京广铁路相连，西南与陇海铁路相接；有月山、待王两个较大的货

9、运编组站。本工程厂址位于新月铁路路线以北约1.3km。电厂铁路专用线考虑从修武车站接轨，修武车站位于厂址西约6km处。电厂铁路专用线至电厂厂址西部，与厂区相隔葛庄至常庄公路。b）公路运输：焦作境内的主要公路除有郑焦晋高速公路、焦温高速公路、新济高速公路纵横交错外，还有焦克公路、博晋公路、新济公路等多条省道及县乡道路，共同形成了体系完整的公路交通运输网络。本工程厂址西侧紧靠葛庄至常庄公路，该段公路为县乡公路，沥青路面，路况较好，车流量也不大；公路南端在葛庄乡与焦作到新乡的省道S308相交，并在通过新月铁路处设有下穿式立交。电厂进厂道路从葛庄至常庄公路引接，进厂道路总长约300m。工程地质工程厂址

10、场地地貌上处于太行山山前冲洪积缓倾斜平原中下部，地形平坦，地势开阔。地面自然高程79.0379.63m。场地内地基土主要由第四系冲洪积的粉质粘土、粉土和粉细砂组成。场地地下水为第四系松散层孔隙潜水。勘测期间，地下水稳定水位埋深0.901.30m,水位标高78.0078.63m。经调查，地下水水量较丰富，水位变化与大气降水密切相关，一般年变幅在24m左右。地下水对混凝土结构具弱腐蚀性；当基础长期浸水时，地下水对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；在干湿交替条件下，地下水对钢筋混凝土结构中的钢筋具中腐蚀性。根据河南中原地震科技有限责任公司2010年1月编制的本工程场地地震安全性评价工作报告，工程场地

11、50年超越概率10%的水平地震动峰值加速度为180.10gal（0.184g）,相应的地震基本烈度为7度，设计地震分组为第一组。场地土类型为中软场地土，建筑场地类别为III类，处于对建筑抗震不利地段。水文气象修武县气象站特征值及风频玫瑰图根据修武县气象站实测的长系列资料（19602008年），统计得出各气象参数见表-1。全年风向频率玫瑰图见图。表-1修武气象站各气象参数统计表序号项目单位数值出现时间1多年平均气温C14.52多年平均气压hPa1006.73多年平均风速m/s2.44多年平均降水量Mm560.45多年平均相对湿度%676历年极端最咼气温C

12、43.51964.07.087历年极端最低气温C-19.91971.12.27；1990.02.018历最大风速m/s25.01960.02.259历年最大积雪深度Cm251971.12.2410历年最大冻土厚度Cm101961、01、5d11最大一日降水量Mm271.81994.07.1212多年平均雷暴日数D21.813年最多雷暴日数D27NWES9%丈修武（全年）风向频率玫瑰图频率值风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC时段全年15612664426711431119风频比例1%图修武全年风向频率玫瑰图多年各月平均温、湿、压等气象要素

13、经对修武气象站I9602008年连续49年的观测资料的统计计算，多年各月平均气温、相对湿度、气压、降水量及蒸发量成果见下表：表修武气象站累年各月各气象要素统计表项目气压气温相对湿度降水量蒸发量单位hPaC%mmmm一月1017.20.1615.265.3二月1014.92.9607.184.8三月1010.7&26320.0130.9四月1004.315.36429.0179.2五月1000.220.86545.3225.4六月995.226.26170.1284.4七月993.527.277154.9208.4八月997.225.980114.6179.2九月1004.521.

14、47458.4154.9十月1010.615.56833.5135.3十一月1014.9&06615.892.8十二月1017.32.0616.473.0全年1006.714.567560.41813.630年一遇设计最低气温经对修武气象站19602008年连续49年的历年极端最低气温观测资料的统计计算，30年一遇最低气温为：-19.5C。设计风速、风压由于县级气象站自记风速观测仪的使用时间较短、自记与定时平行观测资料不足，本工程采用焦作气象台1959年至2000年共连续42年的年最大风速观测资料，进行设计风速及基本风压计算。成果见表。表设计风速、基本风压成果表频率

15、最大风速（m/s）相应风压（kN/m2）P=2%28.40.50P=1%30.90.60P=10%湿球温度经对修武气象站最近连续五年（20042008年）夏季6、7、8三个月的日平均湿球温度的统计计算，得出P=10%湿球温度为26.0C。所相应的气温、湿度、气压、风速见表。表P=10%的湿球温度(26.0C)所相应气象要素出现时间气温(C)相对湿度(%)气压(hPa)风速(m/s)2006.07.0527.984989.31.72006.08.0828.780996.40.72006.08.1029.177996.72.72008.07.1128.780991.71

16、.72008.08.0228.581996.51.02008.08.0928.382995.13.0雪荷载根据建筑结构荷载规范(GB50009-2001)(2006年版)查全国各城市雪压表,得到焦作地区50年一遇雪荷载为0.35kN/m2,100年一遇雪荷载为0.40kN/m2。电厂大件运输由卖方根据本项目厂址交通运输条件选择合理的运输方案,提出大件运输路径及方案。合同文件中说明大件运输方案及相应的费用。水源及冷却水系统电厂补给水源拟采用城市中水,由康达环保水务有限公司二厂(即焦作市污水处理厂二期)+康达环保水务有限公司三厂(即焦作市污水处理厂三期)+修武县市政污水处理厂联合供给

17、,中水备用水源采用新河煤矿矿井排水；生活水由郇封镇水利站供给。电厂本期最大补充水量约2600m3/h。循环冷却水质主要指标预计如下(暂定,最终以工程初步设计审定的浓缩倍率和水质资料为准)，汽轮机本体附属设备如需冷却水，其冷却器选择TP317L不锈钢材质。冷却水水压为0.30.6MPa.g，进口设计水温为38C。pH值：8.010.0氯离子(mg/L)：10001500硫酸根离子(mg/L)：15002000溶解固形物(mg/L)：45005500悬浮物(mg/L)：3070活性硅(mg/L)：5070设备使用条件机组运行方式：定-滑-定或定-滑方式运行负荷性质：带基本负荷并有调峰运行的能力机组

18、布置方式(暂定)汽轮机为纵向顺列布置，机头朝向固定端。机组扩建方向为右扩建，从汽轮机向发电机看加热器在左侧布置。机组安装检修条件运转层为大平台结构，在两机组中间，设运转层至零米的检修起吊孔。机组运转层标高13.7m(暂定)。凝汽器设计背压双背压4.4/5.4kPa(a),平均背压4.9kPa(a),循环水进口在电机侧(暂定)。厂内压缩空气压力：0.40.7MPa.g含油量：W3ppm气体含尘颗粒直径：W3“m在排气压力下露点不高于-20C悬浮物(mg/L)：100辅机冷却水闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却工质,对水质要求较高的设备供冷却用水，水压0.30.9MPa.g，进口设计水温为40C

19、。开式循环冷却水系统的一部分供水取自凝汽器循环水进水管,直接向汽轮发电机组润滑油冷却器、发电机定子水冷却器、机械真空泵冷却器供水，回水至冷却水塔，水压为0.20.3MPa.g,进口设计水温为38C。另一部分需要升压的开式循环冷却水系统的供水也取自凝汽器循环水进水管，经开式水泵升压后向发电机氢气冷却器、闭式循环冷却水热交换器等设备供冷却水，回水到循环水回水管，水压为0.30.7MPa.g，进口设计水温为38C。厂用电系统电压中压系统为6kV、三相、50Hz，中性点经电阻接地；额定值200kW及以上电动机所采用的额定电压为6kV。低压厂用电系统采用380/220V，中性点直接接地。额定值200kW

20、以下电动机(Y2/YB2系列)的额定电压为380V。低压厂用电系统采用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。直流控制电压为110V，来自110V直流系统，电压允许变化范围从93.5121V。直流动力电压为220V，来自220V直流系统，电压允许变化范围从192.5247.5V。1.6主要技术规范1.6.1铭牌功率：660MW汽轮机型式：超超临界、单轴、一次中间再热、四缸四排汽、凝汽式汽轮机主要参数高压主汽阀前主蒸汽额定压力高压主汽阀前主蒸汽额定温度中压主汽阀前再热蒸汽额定温度25MPa(a)600C600C设计背压双背压4.4/5.4kPa(a)，平均背压4.9kPa(a)最终

21、给水温度转速285.5CC暂定)3000r/min旋转方向（从汽轮机向发电机方向看）回热加热级数：逆时针8级最大允许系统周波摆动47.551.5Hz从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置，汽封管路为左侧布置（暂定）。机组设有30%高、低压二级串联简化旁路（根据系统及机炉最终匹配参数确定）。1.6.6给水泵配置（暂定）：2X50%BMCR汽泵+1X30%BMCR电动启动泵（满足启动及稳压吹管的要求）,卖方提供启动阶段电动给水泵切换到汽动给水泵负荷工况的热平衡图。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。1.6.8本技术规范中压力单位中“g”

22、表示表压，“a”表示绝对压力。未标注的为表压。设计条件回热系统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），一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。第四级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机、驱动引风机汽轮机及厂用辅助蒸汽系统。驱动给水泵汽轮机和驱动引风机汽轮机的备用汽源采用冷再热蒸汽。启动初期供汽由启动锅炉来汽。3pg/kg10pg/kgW0.15S/cm5pg/kg2pg/kg进入汽轮机蒸汽品质如下：钠二氧化硅氢电导率（25C）铁铜设计制造技术标准汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为：凡按引进技术或技术支持方设计制造的设备，按引进技术或技术支持方

23、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。在按引进技术标准设计制造的同时，还满足最新版的国家标准和相关行业相应标准规范。在按引进技术标准设计制造的同时，还满足有关安全、环保及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。如果本技术规范中存在某些要求高于上述标准，则以本技术规范的要求为准。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。现场验收试验，凡未另行规定的，均按照ASME试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASMEPTC6最新版（Alternativetest），蒸汽的性能取自Ernst.schm

24、idt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的SI-单位制0800C,0100MPa的水和蒸汽特性图表。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

25、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1.8.3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）：DL/T5210.5-2009国家发改委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/T5210.5-2009国家发改委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国家发改委电力建设施工质量验收及评价规程（第五部分：管道及系统）DL/T5437-2009国家发改委火力发电建设工程启动试运及验收规程DL612-1996原电力部电力工业锅

26、炉压力容器监察规程GB50660-2011国家标准大中型火力发电厂设计规范电站汽轮机技术条件DL/T892-2004DL/T711-1999电力部汽轮机调节控制系统试验导则DL/T824-2002电力部汽轮机电液调节系统性能验收导则DL/T641-2005国家发改委电站阀门电动执行机构DL/T642-1997电力部隔爆型阀门电动装置DL/T834-2003电力部火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则电力部火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程1996版原电力部火电工程启动调试工作规定1996版电力部火电工程调整试运质量检验及评定标准1996版固定式发电用汽轮机规范GB/T5578-2007国标火

27、力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006国家电网公司十八项电网重大反事故措施此外，DEH系统中电子控制装置的设计、制造、检验、和测试符合下列组织公布的现行标准和规范：美国国家标准局/美国防火协会（ANSI/NFPA）ANSI/NFPA85国家电气规范美国电气和电子工程师协会（IEEE）ANSI/IEEE472冲击电压承受能力试验导则（SWC）ANSI/IEEE488可编程仪表的数字接口美国电子工业协会（EIA）通讯设备之间的接口美国仪器协会（ISA）ISAIPTS68ISARP55.1美国科学仪器制造商协会SAMAPMS22.1美国保险商实验室（UL）UL1413UL44EIARS

28、-232-C数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据交换的数据热电偶换算表数字处理计算机硬件测试（SAMA）表和控制系统的功能图表示方法电视用阴极射线管的防内爆橡胶导线、电缆的安全标准国际电工委员会（IEC）IECTC529基础安全标准：外壳防护等级的分类卖方提供设计制造中所采用的规范、规程和标准的清单。删除。如果上述标准之间有矛盾时，按较高标准执行。技术要求汽轮机本体性能要求汽轮发电机组能在下列条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出功率660MW（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率），此工况称为铭牌工况（TRL），此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况

29、为出力保证值的验收工况。1）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；2）低压缸排汽平均背压为11.8kPa（a）；3）补给水量为1.5；4）所规定的给水温度；5）全部回热系统正常运行，但不带调整抽汽，不带厂用辅助蒸汽；6）汽动给水泵满足额定给水参数，考虑引风机汽轮机的功率；7）发电机效率98.9，额定功率因数0.90，额定氢压（由发电机厂家提供）。2.1.2汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）称为最大连续功率（TMCR）。1）额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；2）

30、低压缸排汽平均背压4.9KPa（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，但不带调整抽汽，不带厂用辅助蒸汽；6）汽动给水泵满足规定给水参数，考虑引风机汽轮机的功率；7）发电机效率98.9，额定功率因数0.90，额定氢压（由发电机厂家提供）。汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同2.1.2时，汽轮机的进汽量不小于105%的铭牌工况（TRL）进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况。当机组功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）为660MW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，此工况为热耗率保证值的验收工况。

31、2.1.5汽轮发电机组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时保证机组能输出铭牌功率。机组在任何一台或一组低压加热器停用，其它条件同2.1.2时，能输出铭牌功率。机组在带厂用辅助蒸汽，其它条件同2.1.2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）。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或三相短

32、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）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定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，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79C下长期运行。卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，明确规定如下:1）汽轮机排汽温度限制名称单位运行限制报警遮断高压排汽温度C440440460低压排汽温度C10%额定负荷（THA）1）在50%100%TMCR负荷范围内2）在30%50%TMCR负荷范围内3）30%额定负荷（THA）以下4）允许负荷阶跃2.1.11

33、机组在寿命期间内能在周波47.551.5Hz的范围内持续稳定运行，机组在寿命期内的周波允许变化范围及允许运行的时间见下表。偏周波限制47.551.5Hz无限制51.5Hz在低压叶片的寿命期内总计不超过2小时根据电网系统运行要求，当电网频率超出上述频率值时，汽轮机允许的时间如下：（DL/T1040-2007电网运行准则）频率（Hz）允许时间每次（sec）累计（min）51.051.5303050.551.018018048.550.5连续运行48.548.030030048.047.5606047.547.0201047.046.552机组在其保证使用寿命期内，能在额定负荷和1.05倍额定电压下

34、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，而且还能承受非同期误并列的冲击。从额定工况下的稳定温度起始，能够承受1.5倍额定定子电流下运行至少1分钟。主变高压侧误并列，其寿命期内120。为2次，180。为5次。轴系扭振固有频率和疲劳寿命损耗分析报告，包括下列数据：发电机出口三相或两相短路时，故障持续时间为1s的疲劳损耗最大值1%。线路单相快速重合闸不受限制。机组带励磁失步允许运行时间为20个振荡周期。卖方提供系统故障后线路单相和三相故障误并列时，对汽轮机发电机组轴系疲劳寿命的消耗的研究报告，供买方审查。有关系统资料买方及设计院予以配合。系统容量与连接：汽轮发电机组各部

35、件结构强度能承受在额定负荷和105%额定电压下其端部任何形式的突然短路故障，且具有承受与其相连接的高压输电线路断路器单相重合闸的能力，并进行轴系应力计算，卖方承诺长输电线路加串联补偿装置后，汽轮发电机组轴系不出现二次同步谐振问题。2.1.12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。表中：P汽轮机允许的主蒸汽及再热蒸汽参数运行范围,并保证推力瓦不超温，调节级Plt额定冷再热蒸汽压力（THA工况）额定主汽门前、再热汽阀前温度MPa(a)C2.1.13主蒸汽及再热蒸汽管道采用双-单-双连接方式，机组在启动和正常运行时两根管道中的蒸汽温度的允许偏差值如下图:参数名

36、称限制值任何12个月周期内的平均压力W1.00PO主蒸汽保持所述年平均压力下允许连续运行的压力W1.05P0压力例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间W12小时W1.20P0冷再热蒸汽压力W1.25P1主蒸汽及再热蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度1.001保持所述年平均温度下允许连续运行的温度t+8C例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间W400小时t+14C例外情况下允许偏离值，每次W15分钟，但12个月周期内积累时间80小时1+28C额定主汽门前压力MPa(a)0不超压：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

37、转速与工作转速避开-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。汽轮发电机组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0.05mm，各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值不大于0.076mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。各轴承形式、主要数据及瓦型、失稳转速等详见技术数据表，对数衰减率采用差分法计算,判别准则为其大于0.1

38、5。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。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，不考虑现场动平衡解决卖方自己设计及制造误差，如果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。当汽机负荷从100甩至零时，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。最高飞升转速不大于108%。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，机组能在高背压下运行，即背压高到0.02

39、53MPa（a）以下时安全运行。机组在额定负荷下运行时允许的最大背压值为19.7kPa.a。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，发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间为1min。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。2.1.20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（THA）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

40、求。卖方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汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数及所对应的异常工况如下表:考核截面设计扭矩106N.M扭应力MPa扭应力值最大时的安全系数最大工况二相短路三相短路高压前轴颈处5.31E-50.050.203233222.949高压后轴颈处0.7245.255.813743.111.7中压前轴颈处0.7238.160.63351.310.8中压后轴颈处1.6675141.4364131.64.6A低压前轴颈处1.6648.391.591878.38.3A低压

41、后轴颈处2.41670.4224.5406211.33.4B低压前轴颈处2.41670.4218.62952053.5B低压后轴颈处3.1781383.4132369.51.98发电机前轴颈处3.17106.3389.53721.93发电机后轴颈处5.9817127.1卖方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。卖方对汽轮发电机组整个轴系稳定性负责。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，提出各种运行工况下各高压加热器端差和参数。VWO工况作为汽轮机附属设备等设计选型的基础。距汽轮机外壳外1米，汽机运转层上1

42、.2米高处所测得的噪声水平不大于84dB（A）。噪声测量方法按IEC-1063。提供机组的汽轮机进汽量与机组负荷变化的关系曲线。机组热耗率机组热耗率的计算1）机组THA工况的保证热耗率不高于如下值：7418kJ/kW.h（考虑汽动引风机小汽轮机用汽）；7338.1kJ/kW.h（不考虑汽动引风机小汽轮机用汽）。2）卖方按下式计算汽轮发电机组在THA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Wt(Ht-Hf严Wr(Hr)kJ/kWhkWg-kW.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

43、/kgkWg发电机终端输出功率kWkW当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时各项所消耗的功率i3）卖方按下列条件计算保证热耗率：给水泵汽轮机效率80%给水泵效率81%引风机汽轮机的功率THA工况暂按6400kW考虑。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加热器端差按下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）1号高加2号高加3号高加5号低加6号低加7号低加8号低加上端差C-1.7002.8下端差C5.6对于随主机配套设计供货的低压加热器，在汽机性能考核试验时不再对低压加热器的端差进行

44、修正。卖方提供在各工况下的给水泵汽轮机负荷。4）卖方提供附详细数据（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。卖方提供汽机热耗背压的修正曲线，并保证曲线尽量平滑。5）卖方负责提供下列各项对汽轮机热耗和出力的修正曲线：a）凝汽器背压；b）厂用蒸汽（按汽轮机4段和5段抽汽）；c）汽轮机进汽初参数（主蒸汽和再热蒸汽）；d）各级抽汽压损；e）最终给水温度；f）再热系统压降；g）抽汽管道压降；h）给水加热器端差。卖方提供机组下列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背压kPa补给水率%热耗率kJ/kW.

45、h汽耗率kg/kW.h工况1THA工况6604.9074182.728工况2TRL工况66011.81.578852.995工况3TMCR工况7074.9074022.758工况4VWO工况7414.9073752.766工况585%THA工况5614.9074892.681工况675%THA工况4954.9075612.657工况760%THA工况3964.9077262.638工况850%THA工况3304.9078802.635工况940%THA工况2644.9081242.682工况1030%THA工况1984.9085482.784工况11带厂用辅助蒸汽工况6604.96.87714

46、42.866工况12高加全停工况6604.9076802.422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。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，引风机汽轮机的功率THA工况暂按6400kW考虑。卖方考虑给水泵汽轮机排汽进入凝汽器的影响。2.2.5机组热耗试验标准采用ASMEPTC6最新版（Alternativetest）执行，测定热耗值的仪表及精度，由卖方提供意见，经买方认可。2.2.6引风机汽轮机各工况的功率暂按如下考虑TBB-MCRTRLTMCRTHA75%THA50%THA风机轴功率kW1160082008000800064004000200

47、0汽轮机本体结构设计要求一般要求1）卖方提供的设备满足技术先进、安全可靠的要求，可采用进口、引进技术、合作制造等多种方式进行,并由卖方负责技术支持和性能保证。引进技术设备的卖方的技术支持方（外方）对卖方进行性能和质量保证，同时卖方也就其投标设备的性能和质量对买方进行保证。对部分自主开发的技术，技术先进、成熟，安全可靠，有应用业绩。不使用试验性的设计和部件。如果在原机型上有设计变更，卖方事先向买方提出，并说明变更的原因及可能达到的效果。卖方提供的设备、部件最大限度的在工厂进行组装。汽轮机在制造厂总装并盘车、消缺,买方应对厂内总装情况及总装试验加以说明。2）卖方对超超临界机组的选材提供说明，并与卖

48、方已生产过的超超临界、超临界、亚临界机组的材料进行对比（并标明使用温度界限、产地国别和相当ASTM的牌号）。说明应包括汽缸、转子、叶片、喷嘴、主汽门、再热汽阀、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，卖方已考虑蒸汽激振力的影响，并由卖方负责处理。4）汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，采用自润滑滑块,无需注入润滑剂。5）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。防止汽机进水的规定按ASMETDP-1标准执行，以及符合DL/T

49、834-2003汽轮机防止进水和冷蒸汽导则的规定。6）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的要求及计算公式。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。7）在机组采用高压缸、高中压缸联合或中压缸启动时，卖方提供防止高压缸过热的措施及相关设备。8）本工程暂按30%BMCR二级旁路设置，最终根据机炉参数匹配确定。9）除回热抽汽及给水泵汽轮机用汽外，机组能供给厂用蒸汽量：冷段抽汽量暂为100t/h；四级抽汽量暂为80t/h,五级抽汽量暂定50t/h，此工况下汽轮机也能带额定负荷（660MW）。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

50、需的技术支持。11）卖方对蒸汽品质提出要求。12）本工程机型为四缸四排汽、节流配汽机型。13）删除。14）机组沿转子轴向不同位置上安装两套转速测量装置，卖方对具体设置方案给出说明。一套用于监视控制，至少配三个转速探头；一套用于联锁保护，至少配四个探头。转速探头的数量详见2.4.3条9）a.的要求。15）卖方提供在最不利的运行条件下，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。汽轮机四段抽汽管道上安装两个抽汽逆止阀。16）卖方提供的设备及管道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。17）汽轮机本体

51、及蒸汽室温度不大于25C（室温）时，允许锅炉水压试验至主汽门。汽轮机转子及叶片1）汽轮机转子采用整锻转子，整锻转子无中心孔。2）汽轮机设计允许不揭缸进行转子的动平衡。3）转子的临界转速符合2.1.14节的要求。4）各个转子的脆性转变温度（FATT）的数值见表7-1,该数值由转子毛坯供货商提供，卖方保证，卖方保证降低转子的脆性转变温度，不影响机组启动的灵活性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。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）图如下：12111093rdModeFamily&1

52、020M)40口一夕回転数rpsRotorSpeedrps50曲z工Aouanbai丄-EJnsNNXEfi螺誓阿3S004OO3O020OIOONXbuanbajdrameNZHEfift悴口一夕回鮭数rpsRotorSpeedrps低压末级及次末级叶片的坎贝尔频谱（CAMPBEL）图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）所采用的措施提出说明（包括对系统的要求）。优化设计第1级静叶，设计合理的动静叶轴向间隙，使动叶反射的SPE不能打在静叶背弧上，彻底切断SPE多重反射的途径，从而有效防止SPE,实现再热第1级的无老化设计，提高持久效率。对第1级静叶采用Cr-

53、C保护涂层技术，有效减小SPE，提高持久效率。对第1级动静叶采用耐冲蚀性能良好的含铌钢材料，已在国内外大型机组广泛采用，实践表明具有优良的运行业绩；在主汽阀入口上安装滤网，可防止大颗粒固粒进入通流部分；卖方采取严格的工艺和质量措施，防止阀体损坏部件进入通流部分；机组安装时需对锅炉蒸汽发生器、再热器及主要管道和主蒸汽管道、再热蒸汽管道进行清洗去除残留物。8）任何一级蒸汽的含水量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。末级叶片抗应力腐蚀的措施：a）叶片强度设计时利用有限元法进行局部应力的解析，使叶

54、片强度高、蒸汽弯应力低；b）叶片材料采用优良的抗应力腐蚀性能材料1Cr12Ni3Mo2VN；对叶片进出汽边区域和联接件的工作面等有可能产生应力集中的部位进行喷丸强化处理，使表面残余应力全部由拉应力状态转化为压应力状态，从根本上消除应力腐蚀的可能。末级叶片防水蚀的措施a）在末级叶片隔板上设置去湿槽；b）适当增大动、静叶间的轴向距离，减小水滴对动叶的冲击能量，延缓水蚀影响；c）优化末级流场，提高根部反动度，避免低负荷时动叶根部出现倒流冲刷根部；d）末级叶片采用高频淬火，提高叶片抗水蚀能力；e）设有足够的疏水口。9）调节级叶片及动静叶片采用更为合理的型线，以降低端部损失。为防止激振力引起轴系扭振造成

55、叶片疲劳损坏，叶片的设计特别是叶根考虑有足够的裕量，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。10）叶片采取必要的防止水刷的措施。11）卖方应提供转子及叶片材料、相应的最高允许温度、重量、重心及转子的惯性矩GD2值等数据。12）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。13）每台汽轮机转子，在制造厂进行超速试验，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，连续时间不超过10分钟。但在任何情况下，不超过额定转速的20%，所进行试验的转速和进行的时间分别为1

56、15%额定转速、2min。14）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。15）转子经轴系不平衡影响计算、轴系稳定性计算、转子扭振计算，且都处于合格范围内，并将计算结果提供给买方确认。16）卖方设计时应考虑安装防扭振装置测量的位置。汽缸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，因温度梯度造成的变形量小，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。2）高、中、低压缸均采用已有成熟运行业绩的结构和材料。高压内缸、中压内缸、导流环等部件选用在高温下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

57、，与引进技术或技术支持方采用材料性能的对比等。3）提供低压缸自动喷水系统中本体管道、阀门（包括开关型喷水调节阀）、附件等。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。卖方详细描述对低压缸喷水保护位置及喷水保护的要求。4）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），该阀有足够的排汽面积；排汽隔离阀的爆破压力值为34.3kPa.g。5）汽缸法兰采用预应力螺栓，并提供质量可靠的专用工具及电加热装置。包括所有附件和控制设备。6）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），采用液压装置。7）汽缸上的压力、温度测点（包括测

58、量元件）齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求，并提供压力、温度测点的位置和数量。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。8）为防止蒸汽激振引起的低频振动，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有适当的弹性和推挡间隙，当与转子偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。9）除高压缸整体发货外，其余采用揭缸安装的方法（制造厂厂内组装，解体发运到现场），卖方提供本体安装说明书及现场指导。10）低压缸与凝汽器采用膨胀节连接，凝汽器与基础采用刚性连接方式，并考虑凝汽器抽真空吸力及注水对低压缸的影响，真空和低压

59、缸温度的变化对机组振动的影响。11）机组具有合理的冷却蒸汽系统，在汽轮机运行中保证各个部分均匀的加热和冷却，从而防止汽缸变形。12）汽缸具有良好的疏水和排汽系统，在汽轮机运行中防止积水又不会使冷水冷汽进入汽缸产生骤冷；在停机时，及时将高温高压汽体排除，防止高压缸过热。都有利于防止汽缸变形。13）汽缸的螺栓、螺母在出厂按硬度进行匹配，并有明确的标志；汽缸螺栓、螺母的松驰应力满足至少6年不揭缸要求。轴承及轴承座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

60、开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。3）主轴承采用水平中分面型式，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，各轴承的回油温度不超过65C，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12V。在油温测点及油流监视装置之前，没有来自其他轴承的混合油流。5）运行中各轴承设计金属温度不超过90C，但钨金材料允许在112C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每块瓦的金属温度测量装置，并提供回油温度表。在汽缸或推力轴承的