超临界燃煤空冷机组汽轮机设备技术协议

国电建投内蒙古能源

煤电一体化项目布连电厂2×660MW超超临界

燃煤空冷机组汽轮机设备技术协议录TOC\o"1-2"\h\z\u附件一技术规范 11总则 12技术要求 133质量保证与性能保证 504设计分工和设备标志 515数据表 53附件二供货范围与交货进度 781一般要求 782供货范围 783供货范围清单 834交货进度 104附件三技术资料及交付进度 1051一般要求 1052资料提交的基本要求 1053汽轮机图纸资料清单 1064辅机部分 111附件四监造、检验和性能验收试验 1131概述 1132工厂检验 1133设备监造 1134性能验收试验 117附件五技术服务和设计联络 1191卖方现场技术服务 1192培训 1213设计联络 121附件六分包商与外购部件情况 123附件七大件部件情况 124国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备技术协议PAGE24附件一技术规范1总则1.1本技术规范书编制原则和适用范围1.1.1本技术规范书适用于国电建投内蒙古能源煤电一体化项目的布连电厂新建2x660MW超超临界直接1.1.2本技术规范中提出的是最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用标准，卖方应提供满足本技术规范书中所列标准要求的高质量和最新工业标准的产品及其相应服务。卖方提供1.1.31.1.4在签定合同之后，买方仍保留有对本技术规范书的技术规范提出补充要求和修改的权力，卖方承诺予以配合。在设备投料和生产之前，1.1.5卖方根据买方投产日期，合同签定2周内，卖方提供一份详尽的生产进度计划表，包括设备的设计、材料采购、制造、厂内测试及运输等项目清单给买方，由1.1.6本工程采用KKS标识系统，卖方提供的技术资料（仅包括传递图纸）和设备标识必须有KKS编码，标识系统的编制原则由.8TSI、ETS、DEH细化硬件清单在设计联络会上1.1.9卖方对成套设备（含辅助系统与设备）负有全部技术及质量责任，包括分包（或采购）的设备和零部件。对于分包设备和主要外购零部件，卖方必须推荐3家合格的分包商，技术上由卖方1.2工程概况本工程是国电建投内蒙古能源内蒙古煤电一体化项目的子项目，内蒙古煤电一体化项目由伊金霍洛旗煤电一体化和准格尔旗煤电一体化两个煤电一体化项目组成，包括察哈素矿井及洗选厂、布连电厂、长滩西矿井及洗选厂、长滩电厂等四个子项目。布连电厂规划容量为6×660MW机组，分期建设。本期（一期）工程建设规模为2×660MW国产燃煤空冷发电机组，同步建设脱硫设施。计划定于2021年9月开工，2021年12月第一台投产，2021年2月第二台投产。长滩电厂规划容量为8×660MW机组,分期建设。一期工程建设规模为2×660MW国产燃煤空冷发电机组，同步建设脱硫设施。计划定于2021年10月开工，2021年8月第一台投产，2021年10月第二台投产。厂址所在地国电建投内蒙古能源布连电厂拟建于内蒙古鄂尔多斯市，伊金霍洛旗（简称伊旗）境内。伊旗位于内蒙古自治区鄂尔多斯东南部，北距工业重镇包头市130公里，距东胜29公里，南与陕西煤城大柳塔毗邻。国电建投内蒙古能源长滩电厂位于内蒙古准格尔旗境内长滩镇西部区域内长滩西井田内，西距东胜140km，北距呼和浩特140km。厂区的岩土工程条件厂址上部地层主要由第四纪风积物和冲洪积物组成，地层结构较为简单。其中①层粉细砂呈松散～稍密状态，分布于场地表层，厚度小强度相对较低，不适宜直接作为主要建筑物的地基持力层，基础施工时应全部挖除；②层细砂呈稍密状态，分布不连续，厚度变化大，强度一般，不宜直接作为主要建筑物的地基持力层，但可以作为一般建筑物的直接持力层；③层黄土状粉土具有Ⅰ级非自重湿陷性，可作为一般建筑物的地基持力层，但应考虑其湿陷性影响；④层中粗砂分布较广泛，呈中密状态，强度相对较高，可作为建筑物的主要持力层；⑤层砂岩呈全～强风化状态，分布广泛，强度较高，可作为建筑物的主要持力层。地震烈度依据内蒙古自治区地震构造图，从区域地质、构造特征及地震地质诸方面分析，拟选场地附近均无断裂通过，区域上属构造较稳定区，适宜建厂。依据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2021），拟选场地的地震动峰值加速度为0.05g，对应的地震基本烈度为6度，按7度设防，地震动反应谱特征周期为0.45s。场地土类型为中硬土，建筑场地类别为Ⅱ类。1.2国电内蒙古布连电厂拟建于内蒙古鄂尔多斯市，伊金霍洛旗（简称伊旗）境内。伊旗位于内蒙古自治区鄂尔多斯东南部，北距工业重镇包头市130公里，距东胜29公里，南与陕西煤城大柳塔毗邻。厂址位于布连乡南偏东约2.3km,察哈素井田的中部偏北侧，距井田西北及东北侧边界线分别约为2.5km和3.4km。从小霍洛至大柳塔的运煤专用道，从厂址的北侧通过，距厂址约2km。电厂建设所需的大件设备和材料可通过包神铁路运输到包西铁路新街站。经察哈素矿井铁路专用线运输到与电厂毗邻的察哈素矿井，然后倒运到电厂，倒运距离不超过500m。其中包西铁路项目刚刚核准，正在开始建设，竣工时间不能保障大件运输要求时间，另外即使能通车，但也不具备大件卸车条件，因此要求卖方采用汽运。1.2本工程共安装两台超超临界直接空冷机组，冷却介质为空气，冷却设备为直接空冷凝汽器。1.2.根据伊金霍洛旗气象站1960～2021年资料，累年特征值统计成果及逐月特征值统计成果见下表。年特征值统计成果统计项目统计值出现时间累年平均气温（℃）6.7累年极端最高气温（℃）37.42021年累年极端最低气温（℃）-31.41971年累年平均气压（hPa）867.9累年极端最高气压（hPa）896.41965年累年极端最低气压（hPa）847.71996年累年平均水汽压（hPa）6.2累年最大水汽压（hPa）27.52021年累年平均相对湿度（%）51累年最大相对湿度（%）100累年最小相对湿度（%）0累年平均风速（m/s）3.1累年最大风速（m/s）23.01981年累年最大积雪深度（cm）221978年累年最大冻土深度（cm）2041963年累年平均降雨量（mm）345.8累年最大降雨量（mm）624.51967年累年最小降雨量（mm）100.81962年累年最大一次降雨量（mm）124.61961.07.22累年最大一次降雨量出现历时（d）2累年最大一日降雨量（mm）123.11961.07.22累年最大一小时降雨量（mm）64.51961.07.21累年最大10分钟降雨量（mm）26.92021.08.02累年最大连续降水日数（d）12累年平均蒸发量（mm）2221累年最大蒸发量（mm）2883.81996年累年最小蒸发量（mm）1755.92021年累年最大日平均气温≤5℃1921992年累年最大日平均气温≤10℃2241993年 国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备技术协议逐月特征值统计成果项目统计年限一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月全年平均气压(hPa)1961-2021871.2869.7867.8865.7864.4861.9863.1864.0868.6874.0872.5872.3867.9极端最高气压(hPa)1961-2021889.6886.2885.1882.8879.9886.3870.4896.4881.0885.6888.7889.7896.4极端最低气压(hPa)1961-2021854.6849.8847.7849.0850.9851.7851.5852.8855.8850.6856.3855.9847.7平均气温(℃)1961-2021-10.9-15.520.121.919.914.27.1-1.7-8.96.7平均最高气温(℃)1961-2021-15.622.226.528.025.920.814.25.4-1.613.6平均最低气温(℃)1961-2021-16.2-13.2-13.015.9-7.2-14.6-16.2极端最高气温(℃)1961-202112.715.325.633.234.036.137.435.834.625.919.912.737.4极端最低气温(℃)1961-2021-31.4-30.0-21.7-11.1-3.8-5.7-17.5-23.4-30.1-31.4平均水汽压(hPa)1961-202114.5最大水汽压(hPa)1961-20215.66.711.115.817.922.826.127.521.727.5平均相对湿度(%)1961-202153484337384458646055535351最大相对湿度(%)1961-2021100100100100100100100100100100100100100最小相对湿度(%)1961-20210000028530040平均降雨量(mm)1961-202115.227.434.090.798.241.4345.8月最小降雨量(mm)1961-20210.00.00.00.00.01.414.50.00.0100.8月最大降雨量(mm)1961-202111.020.744.687.488.3106.7240.4284.2124.163.920.09.5624.5平均蒸发量(mm)1961-202141.364.2142.9274.6397.9389.5332.7258.7203.1149.480.545.42221.0平均风速(m/s)1961-20214.04.02.93.1最大风速(m/s)1961-202120.019.018.721.018.022.018.019.017.319.720.019.022.0国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备技术协议1.2.7（1）中压：暂定中压系统为10kV或6KV三相50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为10kV或6KV。（2）低压：低压为400V三相50Hz；额定功率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或220V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围为额定值的-20%～+15%直流动力电压为220V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围为额定值的-20%～+15%。1.2. ·机组布置方式：室内纵向布置，机组右扩建（从汽机房向锅炉房看），汽轮机机头朝向扩建端（暂定）。 ·机组安装检修条件： 机组运转层标高14.5m ·旋转方向（从汽机向发电机看）顺时针。 ·最大允许系统周波摆动48.5～50.5Hz。 · 润滑油管路布置：从汽轮机向发电机看为右侧布置。 ·给水泵配置：每台机组设置两台50％容量的汽动给水泵（和一台30%启动用电动给水泵）。1.2.9钠<5μg/kg二氧化硅<15μg/kg氢离子电导率25<0.20μs/cm铁≤10μg/kg铜≤5μg/kg1.1）冷却水系统：本工程辅机循环冷却采用开闭结合的冷却方式。开式水质为黄河地表水，闭式水采用除盐水。最高冷却水温为：开式为33℃/闭式为3 2)厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为：0.45～0.8MPa，最高温度为501.3机组运行条件1.3.1汽轮机大修周期不少于12年。机组半年试生产后，年利用小时数不少于6500h，年可用小时数不少于1.3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≥780065001.4总的技术要求1.4660MW级超超临界空冷汽轮机应是技术先进、安全可靠，可采用引进技术、合作制造等多种方式进行。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和部件。如果在原型机上有设计变更，卖方应事先向买方提出，并说明变更的原因及可能达到的效果。1.4机组能以定—滑—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—定方式运行时，滑压运行的范围暂按30～100%THA负荷。卖方负责滑压起始点的最终优化。1.4.3汽轮机能在51.5~48.5Hz的额定转速下持续运行，没有持续时间和出力的限制。偏周波时间限制48.5HZ51.5HZ无限制48.5HZ或51.5HZ在低压叶片的寿命期内总计不超过2小时1.4.4当汽轮发电机孤立运行时和与其他发电机组并列运行时，均能平稳地、有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。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的疲劳损耗最大值为。（一联会确定）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，供电厂审查。有关系统资料电厂及设计院予以配合。1.41.4 额定压力： 25MPa（a） 额定温度： 6001.4 额定压力： 90%汽机高压缸排汽压力 （再热系统压降按10%高压缸排汽压力考虑）。 额定温度： 600.5.5机组的额定功率: 61.4.6锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）与汽轮机阀门全开（VWO）工况时的流量相匹配；发电机的额定容量与汽轮机能力工况时的出力相匹配1.5标准和规范1.5.1凡按引进技术设计制造的设备，需按引进技术相应的标准如.31.5.4现场验收试验，凡未另行规定的，均应按照ASME试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASMEPTC6蒸汽的性能应取自Ernst.schmidt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的SI-单位制0～800℃，0～100MPa1.5.5 AISC 美国钢结构学会标准 ANSI 美国国家标准学会 AISI 美国钢铁学会标准 ASME 美国机械工程师学会标准 ASMEPTC 美国机械工程师学会动力试验规程 ASNT 美国无损探伤学会 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 EPA 美国环境保护署 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会标准 GB 中国国家标准 JIS 日本工业标准 NF 法国标准1.5 SD （原）水利电力部标准 DL 电力行业标准 JB 机械部（行业）标准1.5.7 原电力部《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 原电力部《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053 原电力部《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）DL/T5011 原电力部《火电工程启动调试工作规定》 《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）DL/5031 《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2021 《电力设备用户监造技术导则》DL/T586 《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL/T5054 原电力部《火力发电厂调整试运质量检验及评定标准》 原电力部《电力工业锅炉压力容器监察规程》 劳动部《蒸汽锅炉安全技术监察规程》 《电站汽轮机技术条件》DL/T892-2021 《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T834-2021 说明：凡未注日期的规程规范，均应采用最新版本。以上规程规范之间如有矛盾，应执行较高标准。1.5.82技术要求2.1汽轮机本体设备性能要求2.1.1汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸二排汽、直接空冷凝汽式。2.1.2机组的工况定义能力（TRL）工况（铭牌出力工况）汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出铭牌功率660MW（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率），此工况称为能力工况（TRL），此工况也称铭牌出力工况。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)背压为30kPa；3)补给水率为3%；4)对应该工况的设计给水温度；5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6)采用汽动给水泵，给水泵汽轮机背压11.8kPa(a)；7)发电机效率98.95%，额定功率因数0.9（滞后），额定氢压；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铭牌进汽量。汽轮机最大连续出力（TMCR）工况汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（铭牌进汽量），在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率）称为机组最大连续出力（TMCR），输出功率值为695.4MW。1)额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2)背压为13kPa；3)补给水率为0%；4)最终给水温度295.65)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6)采用汽动给水泵，给水泵汽轮机背压4.9kPa(a)；7)发电机效率98.95%，额定功率因数0.9（滞后），额定氢压；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，汽轮机的进汽量不小于103%的能力工况进汽量（铭牌进汽量），此工况称为阀门全开（VWO）工况。卖方提供汽轮发电机组在阀门全开工况下的输出功率值为709.3MW。热耗验收（THA）工况当机组功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率）为660MW时，除进汽量以外其它条件同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。热耗率保证值为7730kJ/kWh。阻塞背压工况汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（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，称为铭牌进汽量下的阻塞背压工况，汽轮机能在此工况条件下安全连续运行。此时，汽轮机的背压称作铭牌进汽量下的阻塞背压，输出功率值为699.4MW。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)对应该工况的设计给水温度；4)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5)采用汽动给水泵。6)发电机效率98.95%，额定功率因数0.9（滞后），额定氢压。此工况也为机组出力保证值的验收工况。卖方提供阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压为48kPa，跳闸背压为65kPa。卖方提供跳闸背压曲线。2.1.3机组在全部高压加热器停用，其它条件同时，能保证机组输出额定功率。2.1.4机组在任何一台低压加热器停用，其它条件同时，能保证机组输出额定功率。2.1.5机组在带厂用辅助蒸汽，其它条件同时，能保证机组输出额定功率。其中四段抽汽量为80t/h，五段抽汽量为50t/h。2.1.6机组热耗率及汽耗率机组各种工况的净热耗率及汽耗率如下：工况工况名称发电机功率MW背压kPa补给水率%热耗率kJ/kW.h汽耗率kg/kW.h工况1THA工况66013077302.86工况2TRL工况66030380823.09工况3TMCR工况695.4513077722.94工况4VWO工况709.38113077892.96工况5阻塞背压工况699.4727.7077272.92工况685%THA工况定56113078642.85滑56113078202.81工况775%THA工况定49513079792.84滑49513079062.79工况860%THA工况定39613082302.86滑39613081132.78工况950%THA工况定33013085572.93滑33013084122.83工况1040%THA工况定26413089363.00滑26413087452.88工况11带厂用辅助蒸汽工况工况12高加全停工况66013080322.52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），机组THA工况的保证热耗率应不高于7730kJ/kW.h。 1）汽轮发电机组热耗率的计算公式如下： 式中： Wt ——主蒸汽流量kg/h Wr ——再热蒸汽流量kg/h Ht ——主汽门入口主蒸汽焓kJ/kg △Hr——经再热器的蒸汽焓差kJ/kg Hf——最终给水焓kJ/kg kWg ——发电机终端输出功率kW∑KWi——当采用静态励磁当采用静态励磁和/或采用不与汽轮机同轴的电动主油泵时，各项所消耗的功率发电机静态励磁耗功包括励磁绕组损耗、励磁变损耗、励磁装置损耗等。 2）汽轮发电机组热耗率的计算条件如下： (1)发电机效率98.95%； (2)给水泵效率83%；(3)给水泵汽轮机效率81%； (4)再热系统压降按10%的汽机高压缸排汽压力考虑； (5)1、2、3段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5%； (6)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号低加上端差℃-1.700下端差℃由于低压加热器属主机配套设计供货，在汽机性能考核试验时不再对低压加热器的端差进行修正。机组性能试验按ASMEPTC6–1996(Alternativetest)执行2.1.7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2.1.8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启动方式,总的寿命消耗应不超过75%，其疲劳寿命消耗不应超过总循环寿命的75%。启动方式启动方式定义启动次数寿命消耗分配数%/次冷态启动停机72h以上（金属温度降至该测点满负荷温度的40%以下）100次0.0115温态启动停机10～72h（金属温度降至该测点满负荷温度的40%至80%之间）700次0.0115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0.0115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次不计负荷阶跃≥10%额定负荷12,000次不计2.1.9汽轮机易损件的使用寿命，在供货条件中予以规定，工作温度高于450℃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不大于0.076mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅绝对振动值不大于0.08mm，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，对数衰减率等见表1-8，对数衰减率采用差分法计算，判别准则为对数衰减率大于0.2。在《安装维护说明书》中应明确安装扬度曲线及冷态标高的数值。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。2.1.11汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况：1）汽轮机转子及联轴器的设计，应能承受由发电机短路和母线短路时或电力系统中其他特定扰动造成的运行工况产生的扭矩。2）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，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：如由于汽轮机跳机引起的倒拖通常要求保护系统在“倒拖”4秒钟后与电网脱闸；如果汽轮机没有跳机，而是外部原因引起的倒拖，一般应在15秒种内由保护动作脱网。由于倒拖会造成叶片和其他部件的鼓风发热，将引起汽轮机的额外寿命损失。从保护汽轮机的角度，倒拖时间越短越好,一般不应过1分钟3）汽轮机并网前应能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，至少应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120高压缸排汽温度：正常运行最高510℃，报警500℃，停机低压缸排汽温度：正常运行最高120℃（短期），报警80℃，停机2.1.12卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，应给出明确的规定。2.1.13卖方应允许汽轮机的主蒸汽及再热蒸汽参数在以下变化范围内连续运行：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+16不允许值＞t+16 表中： (1)Po、Pr分别为主蒸汽和再热蒸汽额定压力； (2)t为主蒸汽或再热蒸汽额定温度。2.1.14主蒸汽和再热蒸汽管道分别采用双管进入汽轮机，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为17℃，在不正常情况下能承受的最大温差为28℃，时间不超过15分钟，且出现同样情况至少间隔4小时，符合2.1.15汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应与工作转速避开±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，卖方提供轴系各阶临界转速值，还提供轴系扭振固有频率，在工频和二倍频±10％范围内无扭振固有频率。2.1.16当汽轮机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组转速不超过危急保安器的转速，能自动降至同步转速，维持转速稳定。2.1.17汽轮机排汽压力升高到最高允许背压值48kPa时允许机组持续运行，相应的负荷值为额定负荷，跳闸背压为65kPa。2.1.18调节装置的性能满足如下要求：调节装置总的速度不等率为3～5%，局部速度不等率在0至0.9最大连续功率范围内为3～8%；在0.9最大连续功率以上范围不大于12%，在此范围的平均局部速度不等率不大于10%；额定转速下调节器的死区不大于0.06%。喷嘴调节汽轮机，在90～100%MCR负荷范围内由任意调节门控制时，其平均不等率不大于总不等率的3倍。.202.1.21卖方2.1.22卖方2.1.23卖方2.1.24汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数见下表。二相短路时各危险截面的扭应力计算结果列于下表。轴承号12345扭应力很低49.4101.3184263许用扭应力399399399433.2433.2安全倍率高5汽轮机采用高中压缸联合2.1.26VWO工况作为汽轮发电机及其附属系统、回热系统等设计选择的基础。高压加热器不属主机配套设计，但卖方2.1.27卖方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。卖方2.1.28距汽轮机化妆板外1米、汽机运转层上1.2米处，所测得的噪声值应低于85分贝（A声级），对于其它附属设备应不大于85分贝（A声级）。噪声测量方法按IEC-1063。2.1.29汽轮机与空冷岛的配合工作2.2汽轮机本体结构设计要求2.2.1一般要求超超临界空冷汽轮机是在成熟的超超临界湿冷汽轮机的基础上通过调整低压缸模块，以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是成熟的、先进的，并有可靠的技术保障和支持。超超临界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很高。卖方所提供的超超临界空冷汽轮机应是技术先进、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。卖方应对超超临界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，考虑蒸汽激振力的影响。并提供技术报告。在高背压、低负荷工况时，低压缸具有一套有效的自动喷水系统投入运行。卖方对汽轮机的通流部分、排汽蜗壳等进行优化，并提供技术报告。卖方提供其背压限制曲线。汽轮机滑销系统保证长期运行灵活，且应采用具有成熟技术和很好业绩的滑销系统，不需要注入润滑剂。汽轮机滑销系统的简要说明如下：高、中、低压轴承座固定在基础上，其支撑汽缸的结合面采用小摩擦系数金属使汽缸能自由膨胀。高中压与基础的支架（死点）在高中缸之间。低压内缸通过轴承座直接支撑在基础上，为保证低压缸内的动静间隙，内缸通过推力拉杆与中压外缸连接。排汽装置与低压缸焊接刚性连接，排汽装置支撑在基础上。汽轮机设计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/ASMETDP-1标准执行。卖方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。0卖方提供汽轮机启动时防止高压缸过热的措施。本机组不采用单纯的中压缸启动方式启动，启动方式的有关说明如下：机组DEH同时具有高压主调门、中压再热调门各种组合参与启动的功能，不需人为事先设定阀门的开启方式。根据启动时的状况，如低旁进口的压力，高压排汽温度，DEH程序将自动确定高、中压调门的开度：是高压缸启动，还是高、中压联合启动，还是中压缸启动。例如，在通常情况下，DEH采取高压缸排汽进入再热器，高、中压调门同时控制启动过程的高中压联合启动模式；又例如，当启动前旁路压力近于零时，在启动前中压门就开足，为高压缸启动；又例如，当启动时，高压排汽温度超过495℃，DEH高压缸先进汽。（对高压缸启动时，启动前中压门已开足）按高压缸排汽温度控制高压缸的流量，不出现高压缸过热的情况。高压排汽温度到495℃1卖方配合设计院确定旁路容量。2卖方提供除回热抽汽外，允许供给辅助蒸汽的最大抽汽量：其中四段抽汽量为80t/h，五段抽汽量为50t/h。3卖方承诺机组大修周期为12年。4汽轮机径、轴向汽封，端部汽封和隔板汽封的结构，在检修时应能恢复其动静部分间隙。5汽轮机的易损部件，必须满足互换要求。2.2.2汽轮机转子及叶片汽轮机转子采用整缎转子，整缎转子应无中心孔,转子毛坯国外进口。汽轮机设计加装便于不揭缸进行检测的平衡装置。高压转子和中压转子锻件材料均为10%CrMoWV钢，其FATT（50%为脆性）≤50C。该材料的FATT值优于常规1CrMoV和12CrMoV钢，同时又具有良好的高温蠕变强度。低压转子锻件材料为3.5NiCrMoV钢。其FATT（50%为脆性）≤0C。高压转子、中压转子和低压转子的FATT试样取自轴颈部位，以避免在转鼓中心取样造成应力的增加。基于多根相同转子的经验，建立了轴颈处与转鼓处FATT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，卖方提供低压末级和次末级叶片的坎贝尔（CAMPBELL）频谱图。（如次末级叶片的一阶频率高于350Hz，不需提供）。卖方有汽轮机防止固体颗粒侵蚀（SPE）的措施。卖方进行末级叶片的优化选型，并进行末两级叶片的静频实验。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的措施如下：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）合金卖方对推荐的低压缸末级叶片的型式和长度专题论证。叶根应具有良好的互换性，以便顺利互换备品叶片。0卖方提供转子及叶片材料，转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。1汽轮机各转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度应达到1.0mm/s。2每台汽轮机转子，在厂内进行超速试验，并不超过额定转速的20%。厂内动平衡转速为额定转速的120％，即达到120％后立刻下降，持续时间为到达3600转即下降。3动静叶片需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。4汽轮机靠背轮能承受汽轮机轴系扭矩;且能承受发电机及母线短路时产生的扭矩。5卖方在发电机靠汽机端装有的接地电刷防止发电机产生的轴电流、轴电压对汽轮机轴的损伤。6转子必需经轴不平衡影响计算、轴系稳定性计算、转子扭振计算、且都应处于合格范围内，且将计算接果提供给卖方确认。7买方如需要卖方提供有关转子计算及特性方面的资料,卖方积极配合。2.2.3汽缸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。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、喷嘴室及喷嘴、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。为防止蒸汽激振引起的低频振动，高压部分汽封应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应该有适当的弹性和推挡间隙，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。提供保护整个汽轮机用的排汽隔膜阀（供二片备用薄膜），汽轮机排汽隔膜阀释放爆破压力限制值为0.12MPa(a)。卖方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。卖方提供揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施。汽缸上的压力、温度测点应齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。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气。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。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。为保证汽轮发电机组的安全运行，低压缸采用落地轴承座。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。卖方提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。各轴承形式、主要数据及瓦型、失稳转数见表5-8。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，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。低压缸采用落地轴承座。并附有可更换的轴瓦。任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过75℃。该轴承回油管上应有探杆各轴承设计金属温度应不超过105℃，但乌金材料允许在1测量轴承金属温度使用埋入式双支K型热电偶，并将该测温元件的接线引至汽机本体接线盒。推力轴承的设计能承受任何一方向的轴向推力。推力轴承有维修时可调整转子轴向位置的装置。卖方提供显示该轴承金属典型位置瓦块温度的测量装置，并提供回油温度表和K型热电偶。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。轴承座上设置测量大轴弯曲，轴向位移、膨胀的监测装置。0在每个轴承座的适当位置上，装设测量X-Y两个方向的相对振动及轴承的绝对振动的装置。1轴承箱为铸铁材料，箱体内表面涂防锈耐油涂料。2.2.5主汽门、调速汽门、中压联合汽门主汽门、调节汽阀、中压联合汽门严密不漏，各阀座与阀蝶通过在工厂研磨保证100%线接触，主汽门、调节汽阀、中压联合汽门应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。阀门应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、调节汽阀、中压联合汽门的材质应能适应与其相联接管道的焊接要求。卖方应提供主蒸汽管道、热再热蒸汽管道与各自阀门的焊接方法及坡口加工图。卖方在制造厂对异种钢或不同管径进行焊接并提供其过渡段，保证与电厂管道同种钢焊接的口径和坡口，电厂现场不出现异种钢焊接。主蒸汽管道暂按A335P92材料；再热热段管道暂按A335P92材料；再热冷段管道暂按A672B70CL32材料及A691Cr2-1/4CL22材料。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，还应具备检修后能够进行单个阀门开闭试验的性能。提供主汽门、中压联合汽门在启动吹管及水压试验时用的临时堵板、阀座、阀芯、阀盖、连接法兰等。水压试验的压力按锅炉水压试验的压力。提供主汽门、中压联合汽门使用的永久性的蒸汽滤网。提供吹管及水压试验后主汽门、中压联合汽门使用的备用密封垫圈。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。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，卖方提供合适的疏水口径并开孔。主汽门、调节汽阀和中压联合汽门配有就地和远方指示阀门开度的装置。0各阀门的阀体、阀芯、阀杆材料应保证长期可靠安全运行，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。1卖方提供汽门严密试验方法，严密性泄漏等级应满足ANSI/ASME-16.104规定的6级。2各汽门的关闭时间应满足汽轮机的动态飞升转速要求。3采用高中压缸联合启动不需预暖。4汽轮机设置停机后为使汽缸强迫通风冷却用的接口和阀门，通过真空泵实现快冷。2.2.6汽轮机控制用液压油系统汽轮机液压油采用高压抗燃油，该系统包括液压油箱、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、储能装置、在线抗燃油再生装置，循环油泵，油温调节装置、泵进口滤网、有关管道和附件、仪表等。油箱上设有人孔门、浮子式液位计、高低油位报警开关。液压油系统采用集装式。抗燃油液压系统各部件应采用不锈钢管和不锈钢配件。系统的设计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，备用泵能自动启动。卖方提供低油压开关及自动停机开关，压力测量回路上设置试验阀。系统的设计还保证向汽动给水泵提供满负荷时需要的高压抗燃油油量。每台机组应提供250%容量的抗燃油（其中150%备用），抗燃油型号为FYRQUELEHCPLUS。并提供抗燃油系统设备、管道、仪表及附件。抗燃油冷却器采用两台100％空气冷却器，无需冷却水。汽轮机抗燃油系统由STC制造，关键零件采用进口（如油泵、伺服阀、压力开关、电磁阀、活塞环、PARKER密封环、再生装置滤芯等）。2.2.7汽轮机润滑油系统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用油量。可以对每个轴承箱的进油量进行单独调整。给水泵汽轮机的调节润滑油系统和主机的调节润滑油系统分开，各自设单独的调节润滑油系统。润滑油系统包括主油箱、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油系统及顶轴油泵、两台100%容量的板式冷油器、两台100%容量的排油烟风机、管道、仪表。系统满足每台汽轮发电机组所需的全部附件，如回油管上的探杆、温度计及插座和进油管上的活动滤网等。该系统还可以为发电机密封油系统提供初始注油，并留有回油接口。设计、供货界限在汽轮机与发电机的分界处。提供组装油箱，主油箱上设置两台全容量的交流电动机驱动的抽油烟风机和除雾器，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温控设备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，惰走时间为60分钟。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。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，至少应按最高工作压力跳高一级选取设计压力。尽量减少法兰及管接头连接，若采用法兰连接，则应采用对焊法兰，且法兰的公称压力比对应的管道高一等级。油系统中的附件禁止使用铸铁件。所有的油管道焊缝全部采用氩弧焊。汽轮机轴承回油母管应向汽轮机油箱一侧倾斜一定的角度布置，倾斜度为1°左右，弯管段应保证油流平稳。润滑油系统采用单管，不使用套装油管。润滑油管路（包括各管件）采用不锈钢材料。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。每台冷油器应根据汽轮发电机组在设计冷却水温度为38℃、水侧清洁系数为0.85情况下的最大负荷设计，换热器采用板式，换热器材料采用凡有可能聚集有气体的腔室，如油箱、轴承箱、回油母管等，应有排放油气的设施。从汽轮机结构和系统设计上，应防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。0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，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、仪表及仪表安装附件等均应由卖方配套提供。1卖方应提供润滑油牌号及机组正常运行时油量及油系统清洁度的标准，并提供在安装和运行中保证油系统清洁度达标的主要技术措施。2润滑油系统中所配的油泵、风机的交流电动机选用防爆型。3油系统的防火要求应按照美国NFPA标准及国家有关防火规范规定执行。4主油箱设置阻火器及事故放油接口。5主油箱设有油净化接口及配套油位控制装置，带4~20mA远传信号，油位测量采用进口液位变送器，不少于3个。2.2.8顶轴系统为了减少在盘车（转动）或启动时的启动力矩和轴承摩擦，提供一套顶轴油压系统向汽轮机和发电机各轴承供高压油顶起转子。顶轴系统的设计，能向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。顶轴油泵为三台50%容量高压容积泵（所配电机为防爆型），其中一台备用，向汽轮机及发电机需顶轴的轴承供油。布置于油箱上部，保证可靠地运行并防止漏油。顶轴油泵采用进口设备。顶轴油系统应设置安全阀以防超压。顶轴油系统采用不锈钢管、不锈钢阀门及附件。顶轴油系统退出运行后，可利用该系统测定顶轴轴承油膜压力，以了解该轴承的运行情况。顶轴轴承的顶轴油管道上应配置逆止阀及固定式压力表（防振）。顶轴油泵安装在油箱上，直接从油箱吸油，监控油箱油位以保证顶轴油泵不受损坏。顶轴油泵应在厂内作24小时试验后再出厂。顶轴油系统有各轴承油压调整控制盘，同时控制盘位置设计在汽机平台，以利于现场调整油压时能和轴颈抬高值一一对应。2.2.9润滑油储存及油净化装置不属卖方供货范围，但卖方应在润滑油系统中预留相应接口并做好技术配合工作。2.2.10盘车装置盘车装置是液压型式，采用成熟的盘车,能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速为54r/min。盘车装置的设计能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。提供一套压力开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车，液压盘车装置与顶轴油联锁。提供一套液压盘车装置，并提供手动盘车装置。盘车装置在DCS或DEH内控制。2.2.11轴封供汽系统在任何运行方式下汽封密封汽的调节都是全自动的，轴封供汽系统是自密封式，并有防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，轴封系统的启动汽源应满足机组冷、热态启动和停机的需要。该系统设有轴封压力调节站、溢流泄压装置和轴封抽气装置等。轴封蒸汽进口处设有永久性蒸汽过滤器。轴封启动或低负荷用汽满足一定的参数既可：240~320℃，0.3~0.8MPa（g）。设置一台100%容量的不锈钢管轴封蒸汽冷却器。轴封蒸汽冷却器应满足空冷机组在高背压运行条件下轴封抽汽的冷却要求。在参数匹配的条件下轴封蒸汽冷却器还需接受给水泵汽轮机轴封漏汽。轴封蒸汽冷却器要求按凝结水泵出口阀门关闭时的凝结水全压力设计。设置两台100%容量的电动排气风机，用以排出轴封蒸汽冷却器内的不凝结气体。两台风机能满足一台运行，一台检修的要求。风机底部设自动排水轴封用汽系统包括轴封汽源用的隔绝阀、减压阀、旁路阀、泄压阀和其他阀门以及蒸汽过滤器、仪表及安装附件等有关附属管道、附件和装置。提供接至集控室测量和控制所需的传感器、开关和其他装置。轴封供汽系统不采用基地式调节系统，由DCS控制，卖方所供气动执行器能接受来自DCS的4～20mA指令并反馈4～20mA信号至DCS，卖方负责提供调节框图。0卖方提供所采用轴封用汽系统图和系统说明书。2.2.12汽轮机疏水和排汽系统疏水系统的设计应遵守ANSI/ASMETDP-1，排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还应使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。排汽系统应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，该系统还应具有排除再热联合汽门中蒸汽的功能。疏水和排汽系统应能实现自动控制，卖方应提供气动或电动装置及仪表。在失去电源或压缩空气气源时，所有主汽和再热蒸汽及所有抽汽的疏水阀应能自动向安全方向动作。公称压力大于等于4.0MPa的疏水管道上设两道串联阀门，一道为手动阀门，一道为气动或电动阀门。系统包括，且汽机本体疏水扩容器应能接受下列各项疏水（但不限于）： 1)收集所有轴封和阀杆漏汽的疏水； 2)汽轮机的主汽门上、下阀座的疏水； 3)汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水； 4)再热汽门、各抽汽管道上逆止阀前的疏水； 5)汽轮机各汽缸的疏水； 6)排汽阀和排污阀的漏汽； 7)本体管道低位点疏水。 8）本体疏水扩容器，疏水集管的设计制造及布置位置应由买方确认。卖方应提供汽轮机本体疏水和排汽系统中的全部管道、阀门等。要求阀门采用成熟的在国内有良好业绩的进口阀门。卖方应提供汽机本体疏水扩容器的设计并供货。喷水减温所配气动调节阀由卖方提供。.13.1汽机旁路装置的三级减温减压消能装置、锅炉启动分离器疏水的消能装置均布置在排汽装置的喉部，7号低压加热器布置在排汽装置壳体内，汽轮机低压缸排汽口/排汽装置应能承受来自排汽管道的推力和力矩，允许推力20kN，力矩20kN.m。排汽装置内设置的减温器容量，应能满足当旁路系统和锅炉启动分离器疏水系统投入运行时，低压缸排汽温度不应超过其限定值。减温器所配气动调节阀由卖方提供。排汽装置内应设置消除凝结水过冷度的加热装置，以及对凝结水和补给水进行除氧的装置，除氧后排汽装置出口的凝结水含氧量不应超过30ppb。凝结水箱放置于低压缸排汽装置下部，其有效容积不应小于200m凝结水箱水位有足够的高度，保证在高、低报警水位之间不小于300mm。疏水扩容器在机组启动和甩负荷时，能承受全部疏水的压力和容量。每台疏水扩容器均应设置喷水减温装置。排汽装置、凝结水箱、疏水扩容器的设计考虑接收以下疏水和蒸汽： 1）空冷凝汽器的凝结水； 2）高、低压加热器的正常和事故疏水； 3）厂内蒸汽管道疏水； 4）除氧器溢流放水； 5）旁路系统的蒸汽； 6）锅炉启动分离器疏水； 7）补给水及其它杂项疏水等。 排入的疏水和蒸汽参数及接口位置待设计联络会上确定。.13.10疏水扩容器、凝结水箱和排汽装置由卖方设计、供货。疏水扩容器的数量不少于2套，喷水减温所配气动调节阀由1卖方应负责设计和提供排汽装置内部的7号低加的支撑及5、6、7段抽汽管道。2凝结水箱内设除铁磁性格栅，由买方自购，卖方配合安装。2.2.14保护装置汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危急保安器为2套电子式超速保护装置，无机械式危急保安器。动作值为额定转速的110%。采用电涡流传感器。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，无需对危急保安器进行活动试验。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。从危急保安动作到主汽阀和再热汽阀完全关闭的时间小于0.3秒，各抽汽逆止门的紧急关闭时间小于1秒。汽轮机组分别在控制室操作盘上（买方供货）及汽轮机就地设置手动紧急停机操作装置。本机组无机械式危急遮断装置。卖方提供符合ASME标准中防汽机进水保护的措施、测量装置和控制装置。本机组在每个主汽门、高调门、再热主汽门、再热调门和补汽阀上均设有两个并联的停机电磁阀，实现对机组的遮断功能。2.2.15保温和保温罩卖方应负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向买方提供图纸说明、安装文件及保温工程量。在正常运行情况下，当环境温度为27℃时，汽轮机保温层表面温度应不超过按规程运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差应能达到卖方的要求。所有管道、汽缸应使用优质的保温材料，材料中不含石棉。卖方应提供汽轮机本体、所有管道及配供的热力设备的保温设计结果。汽轮机不需要配化妆板（即设备罩壳）。对于需拆卸部分的保温应采用软质保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。提供全部固定保温材料用的保温钩、紧固件、包箍、支架等附件，并有15%的裕量。2.2.16油漆卖方应负责汽轮机本体及附属设备的油漆设计和供货及现场油漆的供货，面漆的颜色按买方提供的色标确定。油漆应满足生产厂家及国家的相关规范和标准的规定（按要求高者执行）。2.3汽轮机本体仪表和控制2.3.1一般要求随汽机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，技术先进、产品质量优质。机组在各种工况下应能安全、稳定运行，监测操作方便，设备安全可靠，性能价格比高。卖方应提供完整的热工检测及控制系统资料，以设计图纸形式详细说明对汽轮机的测量、控制、联锁、保护等方面的要求。卖方应提供详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的报警值及保护动作值，并提供所供过程开关的报警、保护定值，变送器需要校验的量程。卖方对随机提供的热工设备（元件），包括每一只就地指示仪表、测温元件、过程开关、变送器及仪表阀门等都应有详细说明其安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置应满足安装使用说明书。随机应提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国际标准，不选用国家宣布淘汰的产品。测温元件的选择符合控制监视系统的要求，并根据安装地点满足防爆、防火、防水、防腐、防尘的有关要求。所有用于联锁保护的逻辑开关均采用进口产品，并提供进口设备原产地证明书，严禁选用电接点型仪表。汽机本体所有测点设在具有代表性、便于安装检修的位置，并符合有关规定。测点数量应满足对机组作运行监视和热力特性试验的需要。卖方承诺在本体范围内预留相应的测点插座，并提供相应得测点元件、插座、套管等，具体位置在二次设计联络会上确定（联络会前一周卖方提供设计图纸给设计院和布连电厂工程部）。汽轮机满足自启停及调频调峰的要求。所供重要的仪表控制设备和控制系统最终由买方确认。所提供的调节阀、执行机构、阀门电动装置等选用智能型一体化、有成熟的运行经验的产品，重要部分采用进口产品，保证其可靠性。调节阀接受4～20mADC控制指令并具有4～20mADC的位置反馈信号，并不需要用户提供24VDC或其它特殊电源。电动门开/关方向限位开关和力矩开关具有两对独立的两常开两常闭接点；其接点容量为220VAC，3A、220VDC，1A或110VDC，1A。所供的控制、保护用电磁阀应为进口ASCO产品，过滤减压阀及过滤器采用进口产品，并提供原产地证明书。0卖方供货范围内的被控设备可控性，检测仪表和控制设备性能应满足全厂自动化投入率100％的要求。1对随机提供的仪表及控制装置的选型要求详见本技术协议书2.3.4章节。2卖方应对汽机本体热工保护及控制装置负有配合的责任。无论成套提供、还是买方订货设备。3卖方供货范围内涉及全厂热控设备一致性的设备，要待买方DCS、PLC或相关设备招标确定后再对其型号或系列予以确认，卖方应承诺按照买方确认型号设备供货，不引起商务变动，并保证此进度不影响卖方设备的交货和设计进度，或在不影响买方设计、安装、调试进度的前提下，调整这些设备的交货时间。4安装于轴承箱内的所有由检测元件至接线盒的连接导线均需选用耐油、耐高温防火的绝缘导线，并由卖方提供。5远传仪表、变送器采用4～20mADC标准信号，变送器为两线制，精度不低于0.1%，为进口智能产品。卖方推荐3家分包商，由买方最终确认。6用于远传的开关量参数，选用进口的过程开关(DPDT)，过程开关的接点容量为220VDC1A、110VDC，1A或220VAC3A；接点数量满足控制要求。对各控制系统有“3取2”要求的测点，分别提供3个独立的过程开关。卖方推荐3家分包商，由买方最终确认。7卖方提供的仪表盘、箱、柜应满足电子间内IP52，主厂房内IP54、露天IP56的防护等级，电缆均为下进线方式，仪表盘、箱、柜的颜色需要经过买方确认，且其内的断路器选用SIEMENS产品，继电器选用带指示灯产品，接线端子选用菲尼克斯产品。卖方提供的执行机构、就地仪表防护等级应满足IP67。8卖方提供的所有一次仪表、控制设备的接口信号，均应由卖方负责连接到卖方提供的接线盒、仪表控制箱柜的端子排上（电缆应选用耐高温电缆），并负责设计仪表、控制设备、盒、箱、柜的安装位置图及其电缆埋管的安装位置图。9买方可以提供的仪表和控制设备工作电源为220VAC、110VDC或220VDC，卖方仪表和控制设备的工作电源等级能够满足此要求，买方不再提供其它任何电压等级的控制电源。0卖方提供的可编程控制器（PLC）采用MODICON高端产品，并提供相应的逻辑图纸、说明书和电气原理图纸，确保能够说明其控制原理，方便检修维护。1卖方提供汽机采用空冷技术的相关技术资料和控制要求，供买方审查。2为了确保机组性能实验顺利有效的进行，卖方承诺在本体范围内预留相应的测点插座，测点的数量和位置需要经过实验单位和汽轮机厂共同确认后确定。3油温调节不采用压力式温度计。2.3.2热工检测计量单位采用国际单位制单位，如：Pa、MPa、t/h、min、℃等。汽轮机本体预留的温度插座、压力取样短管、液位测量接口均应为公制尺寸。所有卖方提供和接收的4～20mA信号均应为二线制传输。汽轮机本体温度测点要求留有插座并提供测温元件。卖方提供的所有热电偶、热电阻均应采用双支型。其中至少一支供买方使用。如果两支测温元件都被卖方控制装置所使用，则应从卖方控制装置转出一个4～20mA的信号供买方使用。卖方提供的热电偶、热电阻应采用非接地型。随汽机本体配供的其它就地测量仪表(压力表、压力变送器、逻辑开关及液位计等)均应配供安装附件(一次门、二次门及排污门等)。供买方使用的压力测点及汽水分析取样测点则要求带一次门。高温高压仪表阀门(公称压力大于等于4.0MPa或温度大于等于200℃时)采用进口仪表阀门，且此时卖方提供的一次门应为串联双一次门汽轮机油系统配供仪表为防爆式，并且对其引出线有防渗油措施。汽轮机壁温测点，有明显的标志，且便于安装检修。内缸壁温测量元件能做到不揭缸更换。0本体范围内的传感器，检测元件均引至安装在汽轮机本体上的厂供接线盒。传感器、检测元件至厂供接线盒之间的电缆连线（电缆应选用耐高温电缆）由汽机厂设计、供货。接线盒的位置应便于安装和维护。接线盒内的端子数应满足用户需要。1从汽轮机本体的安全出发，卖方应提供汽机启停及运行对参数监视控制的要求。2测量汽缸壁等金属温度、本体蒸汽温度的热电偶应选用铠装热电偶，分度号为K分度，其长度应满足直接接至卖方提供的本体接线箱（盒）的要求，其型式应为双支绝缘式。壁温测点，要求有明显的标志，并提供便于安装检修的措施并说明各测点位置及安装方法，提出各个温度测点的正常值，越限值和允许的差值及安装附件。应区别哪些是运行中必须监视的测点，哪些是提供试验用的测点。3主汽门、再热汽门的行程开关接点数量应满足买方实际的设计要求。2.3.3热工保护及控制汽轮机监视系统（TSI） 1）TSI由卖方随汽机本体成套供货，包括机柜、显示仪表、机架、就地一次元件、探头至前置器的预置电缆，前置器置于汽机本体接线盒内。卖方应提供装在现场的确保机组安全起动、运行及停机的汽机监测仪表，并对其安装工作予以监督，要求监测项目齐全，性能可靠，与机组同时运行，采用进口产品。一次元件宜采用涡流传感器类型。汽轮机监视系统(TSI）采用德国EPROMMS6000、瑞士VIBROMETERVM600和美国本特利3500产品，最终由买方确定。 2）卖方应对TSI（包括发电机、励磁机的轴承检测）的系统选型、配置、安装设计全面负责，提供进口的安全监测保护装置，汽机厂同时负责与发电机厂的协调，提供TSI相应的接口及安装要求资料，电机端一次检测部分的安装支架由发电机供货商提供。 3）卖方应提供与安装在机柜内的汽机监视仪表相连的所有放大器、信号调节器及其它辅助设备，系统柜内应设必要的端子，以容纳来自现场设备的输入信号和到DEH、DCS、ETS、TDM系统、以及报警窗等的输出信号，其形式及数量应满足买方要求，并由买方认可。 4）应给连到DCS或外部系统的信号提供隔离缓冲器，以防止外部故障传入。这些外部故障可能引起监视系统内的故障，或机组扰动或跳闸。 5）模拟信号要求为4～20mA统一输出信号，同一信号要求输出1路，不包括该装置本身所需的信号。 6）控制，报警，保护等接点输出，要求能各送出2付无源接点容量为～220V,3A. 7）买方负责提供TDM所需的所有信号，并配合相关工作，TDM不属于汽机厂供货范围。 8）TSI装置包括如下功能，但不限于此： a、转速测量：TSI无转速测量功能，转速测量、保护功能均在DEH/ETS内实现。如DCS需转速信号，由DEH送4~20mA硬结线信号给DCS。 b、轴承振动，按机组轴承数装设（包括发电机、励磁机），测量绝对振动值，可连接指示、记录、报警、保护； c、轴振动：按机组轴承数装设（包括发电机、励磁机），测量轴承对轴X、Y方向的相对振动，可连接指示、记录、报警、保护等； d、胀差：监测各汽缸与转子的相对膨胀差，可连接指示、记录、报警、保护；卖方说明：由于本机型独特的结构设计，在任何工况下均保证有足够的动静间隙，故无需对胀差进行监测。 e、轴偏心：本机型无偏心探头，偏心值根据低转速下振动信号计算得出，键相信号设有单独探头。键相信号要求有两路输出，信号型式在设计联络会确定。 f、汽缸绝对膨胀：测量汽缸的热胀值，可连接指示、记录、报警、保护； g、轴向位移：通过对大轴位移进行监测，可连接指示、记录、报警、保护等；卖方提供一份详细的TSI装置配置图纸及详细硬件清单及设计说明书（含电源要求）。卖方还应为两台机组的TSI装置配置1套调试、参数整定、系统维护用的便携式上位机（供货时主流配置），包括