华能伊春汽轮机技术投标文件

1、华能伊春“上大压小”热电联产（2 乂 350MVV新建工程汽轮机技术协议书华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MW新建工程汽轮机设备采购合同附件一汽轮机技术协议招标编号：HNYC-E-2011-002买华能伊春热电有限公司方：卖哈尔滨汽轮机厂有限责任公司方：2012年10月2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2 乂 350MVV新建工程汽轮机技术协议书目 录 TOC o 1-5 h z HYPERLINK l bookmark6 o Current Document 第一章技术协议 1第二章供货范围 103第三章技术资料和交付进度 140附件4交货进度 151第四章监造、检验和

2、性能验收验收 152第五章技术服务和设计联络 162第六章分包与外购 166第七章大（部）件运输 1672012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2 乂 350MVV新建工程汽轮机技术协议书第一章技术协议1总 M本技术协议适用于华能伊春“上大压小”热电联产（2X350MW）新建工程的汽轮 机设备米购。招标文件技术协议提出的是最低限度的要求，并未对一切细节作出规定，也未充分 引述有关标准和规范的条文。哈汽保证提供符合本技术协议和相关有效、最新工业标准 的产品。哈汽如对本技术协议有异议，将以书面形式明确提出，在征得买方同意后，可对有 关条文进行修改。如买方不同意修改，仍以买方意见为准。如投标文

3、件与招标文件技术 协议之间有明显的矛盾，哈汽在差异表中列出。如哈汽没有以书面形式对本技术协议明确提出异议，那么买方可以认为哈汽提供的产品完全满足本技术协议的要求。在签订合同之后，买方保留对技术协议提出补充要求和修改的权力，哈汽承诺予以 配合。如提出修改，具体项目和条件由买卖双方商定。合同签订后1个月，按本技术协议要求，哈汽提出合同设备的设计、制造、检验 / 工厂试验、装配、安装、调试、试运、验收、性能试验、运行和维护等标准清单给买方， 头方确认。招标文件技术协议所使用的标准如与哈汽所执行的标准水平不一致时，按较高标准 执行。本技术协议经买卖双方签字认可后作为订货合同的附件，与合同正文具有同等效

4、 力。本工程采用KKS标识系统。哈汽在中标后提供的技术文件（包括资料、图纸）和 设备铭牌上有KKS编写，具体标识要求由设计院提出，在设计联络会上确定。2设计和运行条件2.1气象特征与环境条件华能伊春热电厂位于黑龙江省伊春市规划工业区内，伊春位于黑龙江省东北部小兴安岭腹地，地处北纬460 28至49 21 ,东经127 42至130 14。北部以黑2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产(2 乂 350MVV新建工程汽轮机技术协议书龙江中心航线为界，与俄罗斯隔江相望，边境线长 249.5km ,是中国东北边疆的重要 门户。市辖区南北长329km ,东西宽125km。全市行政区划面积32759

5、km 2012年10月2012年10月2012年10月,林业施 业区划面积386x10 4hm2。伊春河流域地处中温带大陆性季风气候区。厂址位于伊春河右岸。厂址西侧、北侧两 面临伊春河。工程选址阶段气象数据采用伊春气象站 1956年2008年年累年气象统计资料，如下：平均气温 极端最高气温 极端最低气温 平均气压平均风速平均降水量最大一次降水量 最大年降水量 最小年降雨量 平均年蒸发量 无霜期平均结冰日数 平均结冰日期 平均终冰日期 最大冻土深度 最大积雪深度0.9 C36.3 C （ 1982 年 7 月 8 日）-43.1 C （ 1970 年 1 月 3 日）985.2hPa2.2m/s

6、650mm133.1mm （历时1天,1990年8月13日）995.5mm （1985 年）489.2mm （1986 年）1002.4mm87d197.3d9月24日5月10日290 cm34 cm根据伊春气象站1971年2007年风向频率资料，统计伊春气象站的累年夏季、冬季、 全年的风向频率：全年主导风向夏季主导风向WE、SE冬季主导风向根据中国地震动峰值加速度区划图(GB18306-2001 )和中国地震动参数区划图 (GB18306-2001 )可知，厂址地震动峰值加速度为 0.05g (相对应的地震基本烈度 为6度)，地震动反应谱特征周期为0.35s。华能伊春“上大压小”热电联产（2

7、 乂 350MVV新建工程汽轮机技术协议书服务设施1）本工程优先采用伊春市中心城污水处理厂中水作为电厂的主要水源，以西山水库 作为备用水源。电厂循环冷却水采用再生水质指标应根据 GB 50050-2007工业循环冷却水处理设计 规范再生水水质指标。再生水水质指标厅P项目单位敞开式循环冷却水系统补充水1PH 值(25 C)-7.0 8.52悬浮物mg/l103浊度(NTU)NTU54BOD5mg/l55CODcrmg/l306铁mg/l0.57钮mg/l0.28氯离子mg/l2509钙硬度（以CaCO3计）mg/l25010甲基橙碱度（以CaC03计）mg/l20011氨氮mg/l0 5a12总

8、磷（以P计）mg/l113溶解性总固体mg/l100014游离氯mg/l末端0.10.215石油类mg/l516细菌总数个/l1000循环冷却塔浓缩倍率为3 o冷却水：凝汽器采用循环水，设计为20 C,供水压力：0.30.5MPa （g）其它设备采用闭式除盐水，设计水温 38 C,供水压力约0.8MPa （g）2）厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为 0.450.65MPa ,最高温度为50 C3）厂用电系统电压：华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书高压：高压系统为6.3kV三相50Hz;额定值200kW及以上电动机白额定电压为 6kV。低压：低压为400/2

9、30V三相50赫兹；额定200kW以下电动机的额定电压为 380V;交流控 制电压为单相220V。直流控制电压为110V,来自直流系统，电压变化范围从 96121V。应急直流油泵电机额定电压为 220V直流，与直流系统相连，电压变化范围从 187 242V。设备照明和维修电压：设备照明由单独的400/230V照明变压器引出。维修插座电源额定电压为400/230V、56A三相50赫兹。机组布置方式汽轮发电机组为室内纵向顺列布置。锅炉采用紧身封闭布置。汽轮发电机组运转层 标高为11.6m 0机组室内纵向布置，固定端在机组右侧（从汽机房向锅炉房看）， 机头朝向固定端（暂定）。机组运行条件机组运行负荷

10、模式按负荷分配模式，机组年运行小时数为7800小时，年利用小时数6500小时负荷年运行小时数年利用小时数100%额定出力4200420075%额定出力2120159050%额定出力118059040%额定出力300120总计78006500机组负荷性质非采暖期，机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力。采暖期，遵循以热定电原则，机组提供采暖热负荷。机组年运行模式机组年运行小时数不小于7800小时，年利用小时数不小于55 00小时，强迫停机率华能伊春“上大压小”热电联产(2 乂 350MVV新建工程汽轮机技术协议书2%0汽机投产第一年因产品质量和哈汽原因引起的强迫停用率不大于2% ,连续可调时

11、间大于半年。计算公式如下：强迫停用率强迫停运小时数一 cco/运行小时数强迫停运小时数100%启动、并网和带负荷机组应满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。买方提供上 述不同启动方式下从启动到并网到满负荷的启动曲线，曲线中至少包括蒸汽温度、压力、 流量和汽机转速、负荷、动静部分的膨胀及胀差值等，特别是从锅炉点火到汽机冲转的 时间，到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时间。3技术条件概述本工程装设两台350MW、超临界、一次再热、两缸两排汽、湿冷、抽汽凝汽式两用汽 轮发电机组。当汽轮发电机孤立运行时和与其它发电机组并列运行时，都能平稳地、有控制地向系统 供电。非采暖期工况按

12、复合滑压运行方式考虑，供热工况定压运行。主要技术协议(1)铭牌出力(发电机出线端)：350MW(2)机组型式：超临界、一次中间再热、单轴双缸双排汽、双抽汽凝汽式机组。(3)额定参数额定(THA)主蒸汽流量：990.70t/h最大(VWO)汽流量：1110 t/h (暂定)纯凝工况额定功率：350MW 主汽门进口蒸汽压力：24.2MPa主汽门进口蒸汽温度：566 c额定(THA)再热蒸汽流量：840.1t/h最大(VWO)再热蒸汽流量：1110.0t/h (暂定)再热蒸汽进口蒸汽温度：566 C额定再热蒸汽进口蒸汽压力：3.800Mpa2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产(2 乂 350

13、MVV新建工程汽轮机技术协议书采暖抽汽压力(平均工况)：0.4MPa (可调节，调节范围0.2450.5 MPa)采暖抽汽温度(平均工况)：258.3 CVWO工况最终给水温度:283.9 C （暂定）最大单抽米暖工况1抽汽流量:600 t/h （工业抽汽0t/h）最大单抽米暖工况2抽汽流量:550 t/h （工业抽汽0t/h）最大双抽米暖工况1抽汽流量:540 t/h （工业抽汽 50t/h）最大双抽米暖工况2抽汽流量:500 t/h （工业抽汽 50t/h）额定双抽采暖工况抽汽流量:400 t/h （工业抽汽 80t/h）额定冷却水温度：20 C额定背压：4.9kPa 额定转速：3000

14、r/min旋转方向：从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向最大允许系统周波摆动48.551.5 Hz工业抽汽压力：2.0MPa (按非调整设计方案)额定工业蒸汽流量：80t/h 最大工业蒸汽流量：100t/h (注：由哈汽根据工业抽汽参数及流量设置抽汽口)从汽轮机向发电机看，润滑油管路为左侧布置。说明：本合同投标文件中压力单位中 “g!示表压，”疵示绝对压力。(4)旋转方向：从汽轮机端向发电机端看为顺时针(5)冷却方式：单元制自然通风塔二次循环(6)负荷性质：机组非采暖期主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力(100 %40%范围)。采暖期满足供热负荷要求。机组能满足锅炉负荷为30%BMCR及以上

15、时，投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求(7)机组布置方式：室内纵向布置，从汽机向电机方向看，锅炉在右手方向。(8)机组安装检修条件：机组运转层标高 11.6m(9) 周波变化范围：48.550.5Hz(10)机组运行方式：定压运行或定滑定运行(滑压范围为15%100%)(11)机组保证使用寿命不少于30年。(12)机组能以定一滑一定和定压运行方式中的任何一种方式进行启动和运行。以定 - 滑一定方式运行时，滑压运行的范围暂按15100%额定负荷，滑压拐点由买方优化2012年10月 华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书确定。热力

16、系统配置：一次再热与三级高压加热器（内置蒸汽冷却器），一级除氧器和四级低压加器组成八级回 热系统，各级加热器疏水逐级自流。采暖蒸汽疏水可回除氧器和凝汽器；回凝汽器时通 过外置的两级水-水换热器，降温后回至凝汽器。前级水-水换热器降温水取自热网循环 水，末级水-水换热器的降温水取自凝结水。凝结水自轴封加热器后分流，一部分经各 级低加至除氧器，另一部分在与水-水换热器内与采暖蒸汽疏水换热后引至凝结水主管， 与前一部分汇流后至除氧器，汽机厂签协议后提供此方案的热平衡图。采暖期，热网循环水泵采用背压式小汽机驱动，驱动汽源来自三段抽汽，排汽排至五段 采暖抽汽管道。机组低负荷运行三段抽汽压力降低，由冷再做

17、备用汽源。经小汽机作功 后排汽压力无法保证排入五段采暖抽汽管道的工况时，为保证热网循环泵的正常工作。 机组采用单台容量各为最大给水量100%的汽动给水泵十两机共用30%容量电动启动 给水泵。汽轮机第四级抽汽用于加热除氧器，同时还具有供60t/h厂用蒸汽的能力。汽轮机旁路系统：机组设有汽机旁路系统，允许主蒸汽通过高压旁路，经再热冷段蒸汽管道进入锅炉再热 器，又允许再热器出口蒸汽通过低压旁路而流入凝汽器。旁路系统的主要功能是：1）在机组冷态、温态、热态和极热态启动过程中，能使汽机进口蒸汽压力、温度、流 量稳步提高，满足汽轮机的要求，从而缩短机组的启动时间。2）买方采用高中压缸联合启动，提出推荐的旁

18、路容量：35%BMCR （暂定）。删除3.2 技术要求汽轮机本体设备性能要求机组工况定义机组输出功率机组的额定功率为350MW。额定功率是指机组输出功率。机组输出功率=发电机输出端功率一非同轴励磁功率一非同轴主油泵消耗功率。铭牌工况（能力工况 TRL）1）主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值；蒸汽品质满足规定的要求；2）汽轮机低压缸排汽压力为11.8kPa ;纯凝汽运行；2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2 乂 350MVV新建工程汽轮机技术协议书3）补给水率为3% ;4）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5）发电机额定功率因数为0.85 （滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水

19、温38C。1台汽动给水泵正常运行；7）发电机效率为98.7%。在上述工况条件下，汽轮发电机组在寿命期内能保证安全连续运行，机组输出额定功率350MW,该工况为机组夏季运行工况。此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，同时此工况为出力保证值的验收工况。机组纯凝热耗考核工况（THA）1）主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值；蒸汽品质满足规定的要求；2）汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa ;纯凝汽运行；3）补给水率为0% ;4）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5）发电机额定功率因数为0.85 （滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温38 C.1台汽动给水泵正常运行。7）发电机效率为98.9%。在上述工

20、况条件下，汽轮发电机组在寿命期内能保证安全连续运行，机组输出额定功率350MW。此工况下的进汽量为热耗考核工况进汽量，同时此工况热耗率和汽耗率为考核保证值。调节阀全开工况（VWO）1）汽轮机进汽调节阀门全开2）主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量不小于105%的铭牌工况进汽量，蒸汽品质满足规定的要求；3）汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa ,纯凝汽运行；4）补给水率为0%;5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6）发电机额定功率因数为0.85 （滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温38C。1台汽动给水泵正常运行。2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2 乂 350M

21、VV新建工程汽轮机技术协议书机组输出功率为382.0MW。9）发电机效率为98.9%。此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全稳定运行， 此工况下的机组输出功率 为382.0MW。此工况汽轮机进汽量为1110t/h。VWO工况作为进汽量考核工况，即进 汽能力验收工况。2.1.4汽轮机最大连续出力工况（TMCR）1）主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量等于铭牌工况进汽量，蒸汽品质满 足规定的要求；2）汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa ,纯凝汽运行；3）补给水率为0% ;4）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽和工业抽汽；5）发电机额定功率因数为0.85 （滞后），额定氢压，发电机

22、氢气冷却器进口水温38C。6） 1台汽动给水泵正常运行。7）发电机效率为98.9%。在上述工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；哈汽提供输出功率值和热耗率。3.2.1.5 汽轮机最大单抽采暖汽量工况11）主蒸汽、再热蒸汽参数为VWO工况值，蒸汽品质满足规定的要求；2）汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa ;3）补给水率为0;4）全部回热系统正常运行，采暖蒸汽疏水回至除氧器，疏水温度120 C；除此工况平衡图外，制造厂签协议时提供采暖疏水经外置换热器与部分凝结水换热的热平衡图；5）采暖抽汽压力为0.4MPa ;6）采暖抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：600t/h ;7）汽轮

23、机凝汽器冷却水温为20 C ；8）发电机额定功率因数为0.85 （滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温38 C； 9）1台汽动给水泵正常运行。机组输出功率为284.7 MW 011）发电机效率为98.9% o2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能短时期（720天）安全连续运行； 此工况的汽轮机进汽量为汽轮机调节阀全开工况（VWO）进汽量，哈汽提供此工况的热耗值；低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。此工况作为汽轮机的短时最大单抽供热能力工况。哈汽提供此工况下的机组输出功率、 抽汽量和热耗率。

24、汽轮机最大单抽采暖汽量工况 21）主蒸汽、再热蒸汽参数为TMCR工况值，蒸汽品质满足规定的要求；2）汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa ;3）补给水为0;4）全部回热系统正常运行；5）采暖抽汽压力为0.4MPa ,采暖蒸汽疏水回至除氧器，疏水温度 120 C；除此工况 平衡图外，制造厂签协议后提供采暖疏水经外置换热器与部分凝结水换热的热平衡图；6）采暖抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：550t/h ;7）汽轮机凝汽器冷却水温为20 C；8）发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温38 C；1台汽动给水泵正常运行。机组输出功率为 274.0 MW。11）发

25、电机效率为98.9% o此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；此工况的汽轮机进汽量为（TMCR）进汽量，哈汽提供此工况的热耗值；低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。此工况作为汽轮机的最大单抽供热能力工况。哈汽提供此工况下的机组输出功率、抽 汽量和热耗率。汽轮机最大双抽汽工况11）主蒸汽、再热蒸汽参数为 VWO工况值，蒸汽品质满足规定的要求；2）汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa ;3）工业补给水为80t/h ,补至凝汽器；4）全部回热系统正常运行，采暖蒸汽疏水接回至除氧器，疏水温度 120 C；除此工况 平衡图外，制造厂签协议后提供采暖疏水经外置换热器与部分凝结水换热

26、的热平衡图；105）采暖抽汽压力为0.4MPa ;工业抽汽压力为2MPa ;2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书6）抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：540t/h ;7） 抽汽量（工业抽汽量）：50t/h ;8）汽轮机凝汽器冷却水温为20 c9）发电机额定功率因数为0.85 （滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温38C；10） 1台汽动给水泵正常运行。11）机组输出功率为280.7 MW。12）发电机效率为98.9% o此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能短时期（720天）安全连续运行；此工况的汽轮机进汽量为VWO工况进汽量

27、，哈汽提供此工况下的机组输出功率和热耗率。低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。3.2.1.8 汽轮机最大双抽汽工况21）主蒸汽、再热蒸汽参数为TMCR工况值，蒸汽品质满足规定的要求；2）汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa ;3）工业补给水为50t/h ,补至凝汽器；4）全部回热系统正常运行，采暖蒸汽疏水回至除氧器，疏水温度120 C；除此工况平衡图外，制造厂签协议后提供采暖疏水经外置换热器与部分凝结水换热的热平衡图；5）采暖抽汽压力为0.4MPa ;工业抽汽压力为2MPa ;6）抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：500t/h ;7） 抽汽量（工业抽汽量）：50t/h ;8）汽

28、轮机凝汽器冷却水温为20 c9）发电机额定功率因数为0.85 （滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温38C；10） 1台汽动给水泵正常运行。11）机组输出功率为269.1 MWq12）发电机效率为98.9% o此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；此工况的汽轮机进汽量为TMCR工况进汽量，哈汽提供此工况下的机组输出功率和热 耗率。低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。113.2.1.9 汽轮机额定双抽汽工况2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书1）主蒸汽、再热蒸汽参数为TMCR工况值，蒸汽品质满足规定的要求；2）汽

29、轮机低压缸排汽压力为4.9kPa ;3）工业补给水为80t/h ,补至凝汽器；4）全部回热系统正常运行，采暖蒸汽疏水回至除氧器，疏水温度120 C；除此工况平衡图外，制造厂签协议后提供采暖疏水经外置换热器与部分凝结水换热的热平衡图；5）采暖抽汽压力为0.4MPa ;工业抽汽压力为2MPa ;6）抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：400t/h ;7） 抽汽量（工业抽汽量）：80t/h ;8）汽轮机凝汽器冷却水温为20 c9）发电机额定功率因数为0.85 （滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温38C；1台汽动给水泵正常运行。10）机组输出功率为276.2MW。13）发电机效率为98.

30、9%。此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；此工况的汽轮机进汽量为汽轮机 TMCR工况进汽量，哈汽提供此工况下的机组输出功 率和热耗率。低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。机组能以定一滑一定压启动。滑压运行最大范围可达15/00%。在汽轮机主 汽、再热蒸汽及背压为额定值时，当全部高加停用时仍能连续发出350MW 0哈汽提供以上各工况的工况图。哈汽提供成熟可靠的汽轮机启动方式，启动方式满足汽轮机冷态、温态、热 态和极热态等不同启动条件下和 35%旁路参数配合的要求。哈汽提供上述不同启动方式下的汽轮机的启动曲线，启动曲线包括蒸汽（主蒸汽和再热 冷、热段蒸汽）、凝结水和给水

31、的压力、温度和流量；特别是从汽机冲转到同步并列和 并列后负荷上升到满负荷的时间，以供买方核算，并且哈汽与锅炉厂配合提供汽轮机、 锅炉联合启动曲线。机组运行频率范围机组在48.550.5Hz频率范围内，汽轮机能安全连续地运行，当频率偏差大于上述频12率值时，由制造厂提出允许运行的时间，但不低于下述值:2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2 乂 350MVV新建工程汽轮机技术协议书频率允许时间(Hz)每次(sec)累计（min）5151.5303050.5 5118018048,5 50.5连续运行48,0 48.530030047,5 48.0606047,0 47.52010汽轮机组

32、寿命1）汽轮机保证使用寿命不少于30年，30年内汽轮机热疲劳寿命消耗不大于 70%2）汽轮机组在其保证使用寿命期内，能承受下述工况：冷态启动停机超过72小时（汽缸金属温度彳氐于该测点满负荷值40%）200次温态启动停机在10-72小时之间（汽缸金属温度低于该测点满负荷值40%-80%之间）1200 次热态启动停机10h以内（金属温度已下降至约为 T-MCR的80%以 上）3000 次极热态启动停机1h以内（金属温度仍维持或接近T-MCR ）150次负荷阶跃方10%额定功率/次12000 次3）汽轮机在其保证使用寿命期内，除能承受各种起停和变负荷运行次数外，每一轴段 和整个轴系的强度（应力和疲劳

33、寿命）能满足承受电力系统的各种扰动的冲击（如定子 绕组出口三相和二相突然短路，系统近处三相短路及切除，单相快速重合闸误并列等）.4）制造厂在T-G轴系扭应力设计时，考虑电网的电气故障对轴系的影响， 提交轴系扭 振固有频率、疲劳寿命分析及以下数据：a）在发生单相接地故障的切除与重合时，按最严重情况考虑，T-G轴的寿命损耗累计低13于0.1% ,哈汽保证值为0.1% 。2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书在发生两相故障的切除与重合时，对 T-G轴的寿命损耗最多为 0.1 %。b）机组短路（一次）；120度误并列（一次）；在一般快速（150ms）切

34、除故障时间内，切除 近处三相短路（三次）；慢速（ 150ms）切除近处三相短路，两侧电势已摆开（一次）。以上故障合并考虑，总的寿命损耗不大于 30%,制造厂保证值为22% 05）哈汽提供在下列扰动下，轴系寿命疲劳损耗值：发电机出口三相或两相短路，疲劳损耗最大值 二。90120 误并列，疲劳损耗最大值7 %。近处短路及切除，切除时间小于 150ms时，疲劳损耗_3_%。切除时间大于150ms时，疲劳损耗5 %。6）汽轮机易损件的使用寿命，在供货条件中予以规定。7）哈汽给出在各种运行方式及工况下，机组寿命消耗的分配数据及寿命消耗曲线，以保 证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。各种启动工况下的寿

35、命消耗数据表启动方式次数寿命损耗/次总寿命损耗冷态2000.012%2.4%温态12000.006%7.2%热态30000.002%6%极热态1500.0010.15%正常停机46000.002%9.2%甩负荷（带厂用电）101%10%负荷阶跃120000.00112%合计46.95%8）汽轮机大修周期不少于6年。9）汽轮机辅机及主要配套设备和主机具有同等寿命。汽轮机能满足下列运行工况：1）发电机出口母线发生两相或三相短路，单相短路重合闸或非同期合闸所产生的扭距。2）汽轮机启动后，在额定转速下空负荷运行时，允许持续运行时间能满足发电机试验的*亚14而攵02012年10月华能伊春“上大压小”热电

36、联产（2 乂 350MVV新建工程汽轮机技术协议书3）汽轮机能在排汽温度不高于80c下长期运行。短期（15min）可为121 C,如果到 达121P后温度不能迅速下降，紧急停机并排除故障，如果超过1219，也立即紧急停机并排除故障。4）汽轮机允许在最低功率30%至额定功率之间带调峰负荷。5）汽轮机甩负荷后，空负荷运行时间不少于15分钟，并且不能超速。排汽缸温度不大于120 C。6）当汽轮机负荷从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，以防止机组脱扣。7）哈汽对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，有明确说明即当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列

37、时，汽轮机背压为 0.00380.0186MPa.a范围内， 具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。即倒拖时间限制在1分 钟内。8）机组可靠的可用率为99.36% ,机组强迫停用率不大于0.5%。汽机能承受电力系统各种扰动，如发电机出口短路、电网近处短路及切除、误 并列、快速重合闸和异步运行等引起的扭应力。汽轮发电机组轴系的固有扭振频率在 0.91.1和1.862.14倍工作频率范围 之外。汽轮机在两相短路时各节点的设计剪切应力、许用应力、安全系数如下： 两相短路时最大剪切应力N/mm 2截面位置局中压转于（2#轴颈）低压转于（4#轴颈）低压转于（6#轴颈）扭矩N.m1087

38、73615124101937086.8扭应力MPa146119288许用值（7S584761.6748.8安全系数4.06.42.6机组的允许负荷变化率为：100 50%T-MCR不小于5%/min50 20%T-MCR不小于3%/min1520%T-MCR以下不小于2%/min2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书负荷在50%100%T-MCR之间的阶跃变化幅度为每分钟大于 10%铭牌功率。在50%T-MCR 以下时为 5%/min。哈汽提供汽轮机运行中主蒸汽及再热蒸汽参数偏离额定值的允许变化范围和允 许连续运行时间以及带负荷能力，满足IEC

39、标准要求。表1主汽压力再热压力时间年平均 105%!定压力：在保持平均0 105%额定压力的情况卜,允许0106%额定压力不超过在高压进汽正常参数 下达最大流量，进汽压力等于 105%额定压力的高压缸排 汽压力的125%在12个月运行期内表2主汽温度再热温度时间年平均不超过额定温度：在保持平均不超过额定温度的情况卜，允许哪定温度+8 C年平均不超过额定温度：在保 持平均不超过额定温度的情 况卜，允许哪定+8C在12个月运行期内表32个主汽阀2个再热阀时间在保持表2温度卜，通过两 个主汽阀的蒸汽温差143在保持表2温度卜，通过两个再热主汽阀的蒸汽温差 14C在12个月运行期内非正常工况下:表4主

40、汽压力时间105%额定压力 P 120额定压力在12个月的运行期内累积小于12小时120%P 300。轴承及轴承座1）汽轮发电机组各轴承的型式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。哈汽提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。并 说明所采用的计算方法与判别标准：对数衰减率采用的计算公式：对数衰减率=冗/Q因26子。可以看出对数衰减率与Q因子为倒数关系，因此Q因子的考核标准同时适用于对数 衰减率的考核，即较小 Q因子将对应较大的对数衰减率，也就是说对横向振动不敏感。2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书

41、2 ）检修时不需要揭缸和吊出转子，能够把各轴瓦方便地取出和更换。3）轴承座是水平中分式的，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65 C,轴承回油管上有观察孔及温度计 插座以及热电阻或温度开关的安装接口。在油温测点及油流监视装置之前，不会有来自 其他轴承的混合油流。监视油流的照明装置用防爆型的，电压不超过12V。5）测量轴承金属温度使用埋入式双支铝热电阻，并将该热电阻的接线引至汽机本体接 线盒。热电阻具有良好的抗震性能。各轴承设计金属温度不超过 90 C,但乌金材料允许在110 c以下长期运行。6）推力轴承能持续承受在任何工况

42、下所产生的双向最大推力。哈汽提供显示该轴承金 属磨损量和瓦块的铝电阻Pt100,并提供回油温度表。测量金属温度信号接线引至汽机 本体接线盒。7）在推力轴承的外壳上，设有一个永久性基准点，以测量大轴的位置。8）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，并注明位置号。在机头装设一个为超速试验用的就地转速表。9）在轴承座的适当位置上，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。10）汽轮机轴承挡油板的形式哈汽提供两种以上的结构形式，由买方确定，买方可以选择轴承挡油板的形式（既可以选择浮动挡油板），哈汽不因此提出价格变化。哈汽确认轴承 挡油板为浮动挡油板主汽门、调速

43、汽门、中压联合汽门、连通管蝶阀1）主汽门、中压联合汽门严密不漏，并能承受管道的 1.5倍设计水压试验压力。额定 参数下，当高、中压缸主汽阀和调节阀在关闭状态时， 不能引起盘车装置脱扣。出厂前, 哈汽在厂内按要求做门的水压试验。2）主汽门、调速汽门、中压联合汽门以及高排止回阀、各级抽汽止回阀的材质能适应 与其相连接管道的焊接要求，提供焊接方法及坡口加工图。如材质不适应，由哈汽提供 过渡段在制造厂内焊好，做完热处理，与买方管道相连坡口处阀门管径、材质与买方管 道一致。273）主汽门、调速汽门、中压联合汽门和外部管道连接尺寸一致，如不一致提供过渡管 件。2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（

44、2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书4）主汽门、调速汽门、中压联合汽门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。具备检修后 进行单独开闭试验的性能。5）主汽门、中压联合汽门设有在启动吹管及水压试验时使用的临时堵板和阀座。6）主汽门、中压联合汽门设有临时性及永久性蒸汽滤网。7）哈汽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，设置金属温度测点。9）机组设置停机快冷强迫通风用接管座、接头（如需要）。10）主汽门、调速汽门、中压联合汽门、连通管蝶阀配有指示阀门开度的装置。以配

45、合指示和信号的要求。11）连通管蝶阀安全可靠，在整个行程中任何位置都能保证稳定运行，阀门全关时能保 证低压缸最小通流量，阀门压降尽量小。12）主汽门自身关闭时间不大于0.2秒，调速汽门和再热联合汽门关闭时间不大于0.2秒。汽轮机控制用抗燃油系统1）抗燃油系统包括油箱、两台100 %容量的交流供油泵、两台100%容量的冷油器、 切换阀、加热器、油温调节装置、蓄能器、精滤器和再生装置。本工程每台机组设置的1台100%容量锅炉给水泵汽轮机和3台汽动热网循环泵小汽机（联络会确定）与主汽 轮机合用EH高压抗燃油，哈汽随汽轮机成套提供的 EH油系统能同时满足给水泵汽轮 机抗燃油的用油要求，并留有至锅炉给水

46、泵汽轮机的接口，哈汽核算总的抗燃油用量， 并承诺满足各设备同时用油需要。2）抗燃油液压系统各部件采用不锈钢管和不锈钢配件。3）当两台高压供油泵瞬间失去电源时（5s）,不使汽机跳闸。4）当运行泵发生故障或油压低时，备用泵能够自启动。哈汽提供低油压开关及自动停 机开关。5 ）油温调节装置包括一次元件及控制设备。6）在适当位置设置抗燃油取样点及装置和预留油净化接口。287）由哈汽提供2.5倍容量抗燃油（其中1.5倍容量抗燃油用于备用，并且该容量包括二 台给水泵小汽机调节系统用油），油质达到NAS标准1638中5级。哈汽提供抗燃油牌 号。2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV

47、新建工程汽轮机技术协议书8）抗燃油系统不管在任何条件下，具油温不超过 120 Co9）抗燃油冷却器为列管式换热器，冷却水采用闭式循环冷却水，冷却水进水温度按38 C设计。EH油管道布置于汽轮发电机组运转层平台下方。1）1主机的抗燃油系统同时能保证给水泵小汽轮机控制油的需要，并预留接口。汽轮机润滑油系统1）润滑油系统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润滑用油。给水泵用汽轮机的调节润滑油系统 和主汽轮机的调节润滑油系统分开，各自设有单独的调节润滑油系统。2）润滑油系统设备包括主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、辅助密封油 备

48、用油泵、顶轴油泵，两台100%容量的冷油器、套装油管、仪表及所需全部附件（例 如回油管上的窥视孔、温度计插座和进油管上的活动滤网等。）其中主油箱内止回阀采 用进口产品。3）该系统还作为发电机密封油的辅助供油系统。4）主油箱容量考虑当厂用交流电失电时，冷油器断水的情况下保证机组安全惰走、停 机，油箱中的油温不超过75 C,并保证安全的循环倍率和主油箱不漏油。5）主油箱上设置两台全容量高效无污染排烟风机和除雾器，自动切换备用。6）主油箱设电加热器，可将润滑油温度加热到 40 C,哈汽提供电加热器及温控设备。7）润滑油箱内表面和润滑油接触的部分考虑防腐处理如果考虑防腐涂层，保证防腐涂 层不会脱落。油

49、系统焊接的焊缝全部采用亚弧焊。8）汽轮机油系统管道采用不锈钢材料，并采用强度足够的厚壁管，管道强度按不低于2倍工作压力，并且最低承压不低于 2.5MPa进行设计。全部采用套装油管道。9）管道附件按管道压力等级进行设计，尽量减少法兰及管接头连接。油系统中的附件 不使用铸铁件，法兰采用对焊钢法兰。对靠近蒸汽管道的油管道采用套装结构，并有防 止可能的漏油滴在蒸汽管道上的措施。油系统阀门首先选用中压焊接阀门。10）所有润滑油系统的泵组设计成能满足自动启动、遥控及手动起停的要求。设有停 止-自动-运行按钮和用电磁阀操作的启动试验阀门。2911）冷油器采用板式冷却器（板片及密封垫选用APV、GEA、AFL

50、AFA进口产品）， 哈汽成套提供六通阀及水侧入口滤网。两台 100%容量冷油器在设计冷却水量、最高冷 却水温（38C）、水侧清洁系数为0.85、堵塞10%情况下，满足机组的最大负荷供油2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书温度不超标。油系统设计满足冷油器一台运行，另一台检修的要求。在冷油器油侧的最下方设有化验油质的取样接口及阀门。12）凡油系统设备中可能聚集气体的腔室，如轴承箱、回油母管等，有排放空气的设 施。油泵有防止蜗壳内积气的措施。13）汽轮机在结构和系统设计上，有防止汽水由轴封漏汽等处进入油系统的措施。14）油系统中各设备，（按NAS7

51、级的清洁标准要求执行）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，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂， 主油箱留有接油净化装置的进出口接管座。哈汽的杂质标准执行NAS7级，数据如下：许用杂质量杂质尺寸（pm）每100ml样品允许颗粒数5- 103200010-25570025-50101250-100180100-25032超过250015）油系统所配用的全部设备及管道、管件、附件、表计等均由哈汽配套提供。16）哈汽提供润滑油牌号及数量，提供油系统清洁度的标准及指标，提供在安装和运行中保证油系统清洁的技术措施。17）油系统所有的控制装置、开关、指示器和报警装置等，均安装在就

52、地表盘上，并将必要的信号送至主控制室的 DCS。18）哈汽提供润滑油系统和润滑油储存净化处理系统图，系统设置一套性能优良的滤油设备，并由买方认可。19）哈汽提供汽轮机润滑油油净化装置参数。顶轴油系统1）顶轴油系统能够向低压轴承注入高压润滑油，以承受汽轮发电机组转子轴系的重量。在机组盘车时或跳闸后都能顺利投入运行。302）顶轴油泵为两台高压容积式泵，一台运行，一台备用。保证顶轴油系统可靠地运行, 并有有效地防止漏油的措施。每台油泵提供一台就地控制箱，包括操作保护元件及控制2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书联锁设备、就地显示表计，买方仅提供电源

53、。3）顶轴油泵采用原装进口设备，哈汽提供三家供货商，由买方确认。4）顶轴油系统设置安全阀以防超压。顶轴油泵入口设油压闭锁装置，以保证泵的安全。5）顶轴油系统退出运行后，可利用该系统测定各轴承油膜压力，以了解轴承的运行情 况。每个轴承的顶轴油管道中要配置止回阀及固定式压力表。6）顶轴油系统管道采用不锈钢管。7）顶轴油系统采用集装式油泵底盘，集装发货到现场，便于安装。8）顶轴油泵与主机之间设联锁。9）顶轴油泵在厂内作24小时连续运行试验合格后再出厂。盘车装置1）盘车装置是自动啮合型的，能使汽轮发电机组从静止状态转动起来，并能在正常油 压下以足够的转速建立起轴承油膜。2）盘车装置的设计能做到自动退出

54、而不发生撞击。且不再自行投入。盘车装置与顶轴 油系统间设联锁。3）设置压力开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立前投入盘车。盘车装置运行中 如发生供油中断或油压降低到不安全值时，及时报警，并停止运行。4）哈汽提供整套盘车装置，包括就地控制箱，操作及保护设备及控制联锁接口设备、手动操纵机构、盘车电流表、转速表等，并在就地控制箱实现就地启/停盘车功能，要求 哈汽确定盘车转速并提供盘车装置的控制原理图、 电源要求及启/停盘车逻辑图。买方仅 提供电源。5）盘车大齿轮设置防鼓风罩壳，防鼓风罩壳设供油冷却装置。6）盘车的控制装置按照就地操作和监视，控制逻辑在DCS实现的原则来配置，哈汽提供盘车控制装置与D

55、CS系统的接口清单。7）盘车要求电动与手动均能进行。轴封供汽系统1）轴封系统为自密封系统，回汽系统考虑充足的通流面积。2）轴封蒸汽进口处设有永久性滤网。并有防止汽轮机进水的措施。313）轴封系统的汽源满足机组冷热态启动和停机的需要，该系统设有轴封压力自动调整 装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置。轴封用汽可来源于抽汽、厂内辅助蒸汽及主蒸汽、 再热冷段蒸汽。2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书4）轴封系统上配置简便且十分可靠的调压、调温装置，以满足向高压缸、中压缸和低 压缸各轴封供汽参数的要求。5）设置一台100 %容量的轴封蒸汽冷却器。采用不锈钢

56、管，哈汽对轴封蒸汽冷却器的 面积、排气风机容量以及管道系统进行校核，确保轴封系统不向外漏汽。6）设置两台100 %容量的电动轴封排气风机。一台运行，一台备用，并满足一台运行， 一台检修的要求。7）轴封供汽系统包括汽源用电动隔绝阀、 减压阀、旁路阀、泄压阀和其他阀门及滤网、 仪表、减温装置等有关附属设备。8）提供轴封供汽系统接至集控室DCS的所有测量用的传感器、开关和其他装置。9）哈汽提供轴封用汽系统图和系统说明书以及控制要求等资料。汽轮机疏水和向空排汽系统1）汽轮机疏水系统能排出汽轮机本体设备及管道、阀门内的凝结水，防止机组启动和 热备用时积水。2）汽轮机疏水系统的设计遵守 ASME PTD-

57、1要求，能排出所有设备，包括管道和阀 门内的凝结水。系统使随时可能投入运行的设备经常处于热备用状态。3）排汽系统能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。机组解列后，该 系统还具有排除联合汽门中蒸汽的功能，其设备选型需经买方认可。4）疏水和排汽系统能实现自动控制，哈汽提供全部设计范围内电动装置及有关仪表 （其 设备经买方确认），留有与DCS的接口。5）在失去电源或压缩空气气源时，所有疏水阀自动打开。6）疏水系统包括（但不限于）下列各项。主汽门、调节汽门上下阀座的疏水。收集和凝结所有来自主汽轮机和给水泵汽轮机轴封和阀杆漏汽的疏水。主汽轮机和给水泵汽轮机第一级和汽缸疏水。再热联合主汽门的疏

58、水。各汽缸的疏水。蒸汽室和高压缸进汽喷嘴间的主蒸汽管道疏水。轴封和阀杆漏汽的疏水。排汽装置阀门和排水阀门的疏水。32各抽汽管道止回阀前管道的疏水。2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书管道低位点疏水。本体疏水扩容器（凝汽器供货商提供）o厂家提供完整的汽轮机及其系统图，并说明其疏水系统接口和合并集管时的设计说明。疏水管道、阀门及其附件。7）哈汽提供汽轮机疏水、排汽系统图。哈汽还提供汽轮机本体及其设计范围内不同压 力等级的疏水量。8）疏水和排汽两个系统有防止水或冷汽倒入汽轮机的措施，并符合有关规定。保护装置1）汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，防止

59、超速。危急保安器至少有2套，其中1套为机械式，另1套为电子式。2）危急保安系统动作值为额定转速的109111%。复位转速高于额定转速。危急保 安器还设有可靠的动作指示器和报警装置。危急保安器能在运行中进行性能试验。哈汽 提供各种情况下危急保安器动作后的最高飞升转速值及相应曲线图。机组在甩全负荷情况下，最高飞升转速值为7%的额定转速，即为3210r/min。3）汽轮机危急保安系统的跳闸系统有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具 备再次启动条件时，只有按照启动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。4）从危急保安器动作到主汽阀和再热汽阀完全关闭的时间小于0.3秒，各抽汽止回阀、采暖抽汽快关调

60、节阀的紧急关闭时间小于 0.5秒。5）汽轮机在就地设置手动紧急停机操作装置，并能接受在DCS及操作台的紧急停机指令。6）汽机设置功率限制功能，并能就地和远方操作。7）哈汽提供防止汽轮机进冷汽和水的测量及控制装置，装置符合ASME标准中防汽机 进水的要求。8）汽机自动保护装置至少（但不限于此）在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、再热蒸 汽门进行紧急停机，并准确提供出具极限或整定值：汽轮机的转速超过极限值。真空低于制造厂给定的极限值。润滑油压下降超过极限值。EH油压下降超过极限值。33转子轴向位移超过极限值。2012年10月华能伊春“上大压小”热电联产（2X 350MVV新建工程汽轮机技术协议书高压