汽轮机技术协议

吉电股份长春东南热电厂新建工程2×350MW超临界供热机组技术协议(汽轮机)设计院吉林省电力勘测设计院卖方：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司吉电股份长春东南热电厂新建工程汽轮机技术协议签字页买方：吉林电力股份有限公司长春东南热电筹建处代表签字：代表签字：卖方：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司代表签字：吉电股份长春东南热电厂新建工程2×350MW超临界供热机组汽机技术协议签字方联系方式买方名称：吉林电力股份有限公司长春东南热电筹建处地址：吉林省长春市高新区2区平新路1088号工程设计单位名称：吉林省电力勘测设计院地址：吉林省长春市人民大街3850号联系电话：0431-卖方名称：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司附件1技术规范………错误!未定义书签。附件2供货范围………错附件3技术资料及交付进度…………错误!未定义书签。附件4设备监造(工厂检验/试验)…………………错误!未定义书签。附件5性能验收试验…………………错误!未定义书签。附件6性能保证违约金………………错误!未定义书签。附件7技术服务和联络………………错误!未定义书签。附件8交货进度………错误!未定义书签。附件9分包商/外购部件情况…………错误!未定义书签。附件10大件部件情况…………………错误!未定义书签。附件1技术规范标准，卖方提供一套满足本技术协议和所列卖方提供的设备是成熟可靠、技术先进的产抽汽，机组按照“以热定电”的原则设计，卖方在供热机组的特点，并对此提出专门说明。卖方说明投标机型的主要结构特点、本次投标机型与已经生产设计机型的差异、采用的抽汽调节方式等。卖方对供货范围内的汽轮机成套系统的设备(含辅助系统与设备、附件等)负有全责，即包括分包(或对外采购)的产品。分包(或对外采购)的产品制造商事先征得买卖方执行本技术协议所列标准。各标准有矛卖方提供的设备是成熟可靠、技术先进的产品，卖方有2台(套)及以上同类机组的良好运行业绩，并在安装、调试中未发现重大设备质量问题或已有有效改进措施。2014年5月1日前，卖方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，买方确认。在合同签定后，买方有权因规范、标准、规程买卖双方技术谈判形成的供货合同的技术协议、会议纪要与合同正文具有同等法律方向锅炉厂提供热平衡参数，向电机厂收取发本工程采用KKS标识系统。卖方在中标后提供的技术资料(包括图纸)和设备的标1.1工程概况长春东南热电厂新建工程厂址位于吉林省长春市双阳区刘家屯，由中国电力投资集产超临界供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设本工程设计热负荷为：采暖供热面积1200×10'm²,工业蒸汽为40t/h(预留)。接入系统：暂按以2回220KV线路接入拟建东南500KV变电站，具体方案由接入系水源：采用长春市东南污水处理厂经深度处理后的再生水(中水),不足部分及再启动汽源：由1×40t/h启动锅炉引接。本工程地震基本烈度为7度，反应谱特征周期为0.46s,场地土类型为中软土，建主厂房零米海拔标高约为218.8m。37.9℃(2001年6月4日)-38.6℃(2001年1月13日)160.2mm(1991年)92.9mm(1991年7月22日)mm,连续6日，终止日1991年7月24日累年最大10分钟最大降水量累年10min平均最大风速累年最大积雪深度累年平均相对湿度累年全年主导风向累年全年夏季主导风向累年全年冬季主导风向871.9mm(1991年)27.3mm(1978年)159cm(1960年17天/3月)24cm(2000年3个/1月)林省省会城市，铁路交通比较发达，电厂所本工程大件设备公路运输调研报告已由沈阳大件货物运输有限公司编制完成。1)工业冷却水：本工程循环水的补充水的水质为城市中水。辅机冷却水系统采用采用闭式除盐水系统，设计水温38℃,供水压力约0.3～0.5MPa(g)2)厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.49～0.8MPa,最高温度为50℃。3)厂用电系统电压：中压系统为6.3kV三相50Hz;额定值200kW及以上电动机的额定电压为6kV。低压为400/230V三相50Hz;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94～121V。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~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50Hz。1.1.2机组布置方式汽轮发电机组纵向布置，机头朝向固定端，汽机房运转层为大平台结构。锅炉采用紧身封闭布置。汽轮发电机组运转层标高为12.6m。考虑检修场地的需要，两台机组1.1.3.1机组负荷性质采暖期，遵循以热定电原则，机组提供采暖热负荷。机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。卖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、压转的时间，到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时1.2主要技术规范非采暖期工况按复合滑压运行方式考虑，供热工况定压运行。1.2.2额定功率(在发电机端):350MW。1.2.3汽轮机型式：超临界、一次中间再热、单轴双缸双排汽、双抽汽凝汽式机组，回热级数八级。1.2.4机组的额定参数高压主汽阀前主蒸汽额定压力24.2MPa.a高压主汽阀前主蒸汽额定温度中压主汽阀前再热蒸汽压力90%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)中压主汽阀前再热蒸汽额定温度566℃最终给水温度282℃(暂定)转速3000r/min额定采暖抽汽压力：0.4MPa(可调节，调节范围0.245～0.5MPa,暂定)额定采暖抽汽温度：263.6℃(暂定)最大单抽采暖工况1抽汽流量：≥600t/h(工业抽汽0t/h)(VWO,短时运最大单抽采暖工况2抽汽流量：≥550t/h(工业抽汽Qt/h)(TMCR,长期运最大双抽工况1抽汽流量：≥550t/h(工业抽汽40t/h)(VWO,短时运行)最大双抽工况2抽汽流量：≥500t/h(工业抽汽40t/h)(TMCR,长期运行)额定双抽采暖工况抽汽流量：455t/h(工业抽汽40t/h)1.2.5旋转方向：从汽轮机端向发电机端看为顺时针1.2.6冷却方式：单元制自然通风塔二次循环1.2.7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35%BMCR及以上时，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。1.2.11机组运行方式：定滑定运行(滑压范围为30%～90%)1.2.12机组保证使用寿命不少于30年。1.2.13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30～90%额定负荷，滑压拐点由卖方优化1.3设计条件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采暖蒸汽疏水通过外置的水-水换热器(买方自备),降温后回至凝结水系统，卖方考虑采暖蒸汽疏水回收至凝结水系统的情况并提供此方案的热平衡图。回收温度设计联络会确定。机组采用2台容量各为最大给水量50%的汽动给水泵，一台35%容量的电动启动汽轮机第三级抽汽除供回热抽汽外还用于驱动热网循环水泵。汽轮机第四级抽汽除供回热抽汽外还用于加热除氧器、驱动汽动引风机、驱动给水泵。汽轮机五级抽汽除供回热抽汽外在采暖期同时还具有对外供热及供50t/h厂用蒸汽的能力。机组设有汽机旁路系统，允许主蒸汽通过高压流量稳步提高，满足汽轮机的要求，从而缩短机组的启动时间。3)旁路系统控制功能在机组DCS内实现。卖方不提供就地设备和控制装置。1.3.3控制要求1.3.3.1随机组成套供货的控制系统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1.3.3.2随机组提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国际标准。不选用国家宣布的淘汰产品。符合控制监视系统的需要，并根尘、防腐蚀的有关要求。所供的仪表控制设备和控制系统得到卖方的确认。1.3.3.3提供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。1.3.3.4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有详细说明，注明安装地点、用途及制厂有2年以上成功运行经验的成熟产品，其它的在至少同类型机组有2年以上成功运行1.3.3.8计量单位采用国际单位制单位，如Pa、MPa、t/h、mm、℃等。1.3.3.9机组及附属系统配套的仪表控制设备，输入输出信号为标准信号，与DCS留1.3.3.11随主设备成套供货的仪表控制设备和控制系统所有就地机柜的防护等级。室外控制柜防护等级IP65,室内为IP56(防腐),所有接线盒的防护等级IP65。所有就1.4设计制造技术标准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ASME或IEC等规范和标准及相应的引进公司和其所在国的规范和标准进行设计、制造和检验。2)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。3)在按引进技术标准设计制造的同时，还满足有关安全、环保、消防及其它方面最新版的国家强制性标准和规程(规定)。4)如果本技术规范书中存在某些要求高于上述标准，则以本技术规范书的要求为5)在与上述标准、规范(规定)相矛盾的条件下，可以采用行业标准。6)现场验收试验，凡未另行规定的，均按照ASME或IEC试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASMEPTC6,蒸汽的性能取自Ernst.schmidt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的SI-单位制0～800℃,0～100MPa的水和蒸汽特性图表或IAPWS-IF97规定的水和蒸汽特性图表。1.4.2卖方设计制造的设备可执行下列标准的要求：美国钢结构学会标准美国钢铁学会标准美国国家标准美国机械工程师学会标准美国材料试验学会标准美国焊接学会美国水利工程学会热交换学会标准美国新电厂性能(环保)标准欧洲标准英国标准协会国际电工委员会标准国际电气电子工程师学会标准国际标准化组织标准北美电气可靠性协会美国防火保护协会标准美国管子制造局协会标准美国钢结构油漆委员会标准电力行业标准机械部(行业)标准NF法国标准1.4.3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):原电力部《火力发电厂基本建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009原电力部《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》D原电力部《电力建设施工及验收技术规范》(管道篇)DL5031-94《工业企业厂界噪声标准》GB12348-1990《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-1985(2002年9月28日发布)SD264-88《火力发电厂汽轮机、锅炉、发电机参数系列标准》1.4.4卖方提供设计制造中所采用的规范、规程和标准的清单和相关文本。1.4.5卖方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，卖方将这些矛盾之处说明，并提交1.4.6如果上述标准之间有矛盾时，按较严格者执行。2.1汽轮机本体性能要求机组工况定义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。2.1.1铭牌工况(能力工况TRL)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),此工况称铭牌出力工况，此工况下的进汽量称为铭牌进汽量。此工况为出力保证值的验收工2)汽轮机低压缸排汽压力为11.8kPa;3)补给水率为3%;5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；7)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33℃,发电机效率为99%(暂定)。8)供热抽汽量为零。用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率),此工况称为额定工况。此工况的进汽量为汽轮机额定进汽量、出力为2)汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa;3)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；7)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20℃,发电机效率为99%(暂定)。8))供热抽汽量为零。汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量(铭牌进汽量),其它条件同2.1.2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、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率)称为机组最大连续出力。此工况也为机组出力保证值的验汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同2.1.2时，安全连续运行，汽轮机阀门全开的进汽量不小于105%的铭牌工况进汽量。此2.1.5汽轮机最大单抽采暖汽量工况12)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。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)汽轮机凝汽器冷却水温为20℃;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9)两台汽动给水泵正常运行。11)发电机效率为99%。此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能短时期(7～20天)安全连续运行；抽汽量为600t/h和热耗率为5246.7kJ/kWh.2.1.6汽轮机最大单抽采暖汽量工况22)汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa3)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,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℃;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10)机组输出功率为276.8MW。11)发电机效率为99%。此工况作为汽轮机的最大单抽供热能力工况。此工况下的机组输出功率为2.1.7汽轮机额定双抽汽工况2)汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa:3)工业补给水为40t/h,补至凝汽器；4)全部回热系统正常运行；5)采暖抽汽压力为0.4MPa;工业抽汽压力为1.915MPa;6)抽汽量(包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量):455t/h(暂定);7)抽汽量(工业抽汽量):40t/h;8)汽轮机凝汽器冷却水温为20℃9)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10)两台汽动给水泵正常运行。2.1.8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40t/h,补至凝汽器；4)全部回热系统正常运行；5)采暖抽汽压力为0.4MPa;工业抽汽压力为1.999MPa;6)抽汽量(包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量):550t/h;7)抽汽量(工业抽汽量):40t/h;8)汽轮机凝汽器冷却水温为20℃9)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10)两台汽动给水泵正常运行。11)机组输出功率为281.7MW。12)发电机效率为99%。此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能短时期(7～20天)安全连续运行；2.1.9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40t/h,补至凝汽器；4)全部回热系统正常运行；5)采暖抽汽压力为0.4MPa;工业抽汽压力为1.915MPa;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):40t/h;8)汽轮机凝汽器冷却水温为20℃9)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10)两台汽动给水泵正常运行。12)发电机效率为99%。2.1.10机组能以定—滑—定压启动。滑压运行最大范围可达30-90%。2.1.11卖方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。卖方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)、凝结水和给水的压力、温度和流量；特别是从汽机冲转到同步并2.1.12机组运行频率范围机组在48.5～50.5Hz频率范围内，汽轮机能安全连续地运行，当频率偏差大于上频率(HZ)允许运行时间累计(min)每次(Sec)连续运行2.1.13汽轮机组寿命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(汽缸金属温度低于该测点满负荷值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≥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(应力和疲劳寿命)能满足承受电力系统的各种扰动的冲击(如定子4)卖方在T-G轴系扭振应力设计时，考虑电网的电气故障对轴系的影响，提交轴系扭计低于0.1%,卖方保证值为<0.1%。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%。5)卖方提供在下列扰动下，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1%。90～120°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)卖方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，以保启动方式次数寿命损耗/次总寿命损耗冷态温态热态极热态正常停机甩负荷(带厂用电)负荷阶跃合计8)汽轮机大修周期不少于5年。9)汽轮机辅机及主要配套设备和主机具有同等寿命。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3)汽轮机能在排汽温度不高于80℃下长期运行。短期(15min)可为121℃,如果到达121℃后温度不能迅速下降，紧急停机并排除故障，如果超过121℃,也立即紧急停机并4)汽轮机允许在最低功率17500kW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℃。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7)卖方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8)汽轮机大修周期不少于5年。年利用小时数不少于6500h,年运行小时数不少于8000h,提供机组的等效可用系数大于99%,等效强迫停运率小于1%。2.1.15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2.1.16汽轮发电机组轴系的固有扭振频率在0.9～1.1和1.86～2.14倍工作频率范围2.1.17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：稳态二相短路扭矩N.m许用应力MPa100234100～50%T-MCR不小于5%/min50～20%T-MCR不小于3%/min20%T-MCR以下不小于2%/min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2.1.19卖方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标准要求。主汽压力再热压力年平均≤105%额定压力；在保持平均≤105%额定压力的情况下，允许≤106%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下，允许≤额定温度+8℃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下，允许≤额定+8℃在12个月运行期内2个主汽阀2个再热阀在保持表2温度下，通过两个主汽阀的蒸汽温差≤14℃在保持表2温度下，通过两个再热主汽阀的蒸汽温差≤14℃在12个月运行期内表4主汽压力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<130%额定压力瞬时主汽温度再热温度T≤额定温度+14℃T同主汽温度在12个月运行期内累计不超过400小时在每次15分钟之内波动T≤额定温度+28℃T同主汽温度在12个月运行期内累计不超过80小时T>额定温度+28℃T同主汽温度不允许2个主汽阀2个再热阀通过两个主汽阀的蒸汽温差通过两个再热主汽阀的蒸汽温差≤42℃不超过15分钟，且发生这种工况间隔时间大于4小时卖方分别给出机组在启动和正常运行时，主蒸汽与再热蒸汽温度两者之间的允许偏正常工况下非正常工况下在额定工况下，主蒸汽和再热蒸汽的温差≤28℃温差≤42℃但仅限于再热蒸汽温度低于主蒸汽温度正常工况下一般来说，这些限制是在接近满负荷时使用，当负荷减小时，再热蒸汽温度将低于主蒸汽温度，在这种情况下，当接近于空负荷时，温差可达83℃,避免短暂的温度周期性波动。2.1.20汽轮发电机组轴系各阶临界转速避开工作转速±15%。轴系临界转速值的分布能保证安全暖机和进行超速试验，轴系各临界转速值(见后表4-5汽轮机发电机组临界转速)。提供轴系扭振、自振频率，在工频±10%和二倍工频±7%范围内无扭振、自振频率(见表4-1汽轮机本体有关数据)。各转子及轴系在通过临界转速时双向振幅振动值不大于报警值(0.125mm),轴承振动值2.1.22汽轮机背压1)机组在350MW连续运行条件下，允许最大背压值为18.6kPa。2)机组允许连续运行最高背压值为11.8kPa,此时机组允许最大负荷为350MW。3)机组排汽压力升高到报警背压时，卖方提供允许机组带低负荷及持续运行的时间。4)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，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。5)汽轮机阻塞背压为3KPa。2.1.24热耗保证值1)热耗率保证c)卖方按下式计算汽轮发电机组在汽轮机平均抽汽工况条件下的热耗率(不计入任何正偏差值)。汽轮发电机组平均抽汽工况热耗率：汽轮发电机组纯凝工况热耗率：Wr再热蒸汽流量kg/h△Hc供热抽汽焓差kJ/kgHt主汽门入口主蒸汽焓kJ/kg△Hr经再热器的蒸汽焓差kJ/kgHf最终给水焓kJ/kgkWg发电机终端输出功率kWakW当采用静态励磁、电动主油泵时各项所消耗的功率卖方按下列条件计算保证热耗率：机组正常运行时驱动给水泵汽轮机用汽轮机第四级抽汽驱动给水泵汽轮机的备用汽源采用冷再热蒸汽。给水泵汽轮机效率80%;给水泵效率81%;再热系统压降10%;1、2、3段抽汽压损3%,其它各段抽汽压损5%(汽轮机平均抽汽工况)。加热器端差如下表(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℃00卖方提供在各工况下的给水泵汽轮机负荷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，及有关说明。还提供进行热耗值的测量、计算、修正b)厂用蒸汽(按汽轮机4段或5段抽汽);c)汽轮机进汽初参数(主蒸汽和热再热蒸汽);j)过热器减温水流量；2)汽轮机出力d)机组在汽轮机最大抽汽量工况的出力为最大单抽为284.8MW,最大双抽为3)汽轮机轴振汽轮机在额定工况运行时，在轴承盖上测得的双向振幅振动值，垂直、横向均不大于0.025mm,在轴颈上测得垂直、横向双向振幅振动值不大于0.076mm,各转子及轴系在通过临界转速时双向振幅振动值不大于报警值(0.125mm)。4)按下列各工况提供机组的净热耗率及汽耗率(表中抽汽量为：采暖抽汽量)(设置工业抽汽口)机组输出功率采暖抽汽工业抽汽排汽压力补给水率净热耗率汽耗率铭牌工况003T-MCR工况000THA工况0000075%滑压00075%定压000000000000高加停用000平均抽汽0最大单抽10最大单抽20最大双抽1最大双抽25)卖方提供汽水参数、流量、功率、压降、端差、温升、焓增等的热平衡图，并提供6)卖方提供机组最大保证工况的热耗及机组各工况热耗，平均抽汽工况热耗、纯凝工7)机组热耗试验标准采用ASMEPTC6(IEC-B),测定热耗值的仪表及精度，由卖方提8)高压加热器不属于主机配套设备，但卖方在热平衡计算时，在热平衡图中提供各种2.1.26卖方对汽轮机至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。汽轮发电机组轴系计算、汽轮机和发电机的连接设计由汽轮机厂负责，电机厂配合，靠背轮各负责自己部分的供货，连接附件2.2汽轮机本体结构和设计要求2.2.1一般要求1)汽轮机及所有附属设备是成熟的、全新的、先进的产品，卖方有制造相同容量机组及成功运行的实践经验。卖方供货的汽轮机本体范围内疏水阀采用进口阀门。不使用试14)删除。2)卖方对超临界机组的选材提供说明，并与卖方已生产过的亚临界350MW机组的材料进行对比。说明包括汽缸、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，特别是高温持久强本体性能的影响。材料比较表(见表4-21汽轮机主要部件材质表)3)在考虑轴系稳定性时，同时考虑超临界压力引起的高应力及高压段汽封引起的蒸汽4)汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，并能在运行中注入润滑剂。汽轮机设计保证在启动和停机过程中其膨胀值、胀差和汽缸的变形都在允许范围5)机组设计有防止意外超速、振动、进冷汽、冷水、着火和突然振动的措施，防止汽6)卖方对连接到汽缸上的管道，提出作用力和力矩的要求(见表4-11从管道接口处传至汽轮机各接口处的允许推力和力矩数值)。如果出现外部管道对汽缸、主汽阀及再热汽阀等的作用力和力矩超过了允许的范围的情况，卖方积极配合设计院共同解决。7)机组设计上有防止启动时高压缸过热的措施为：在高压缸排汽出口处设有高压缸排放装置与凝汽器相连，使高压缸处于真空状态以减少鼓风发热，防止高压缸过热。8)机组设置35%高低压串联旁路系统。由卖方提出相应的机组启动方式，并且卖方与锅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：汽轮机在带额定负荷时允许的最大供辅助蒸汽抽汽量冷段为100t/h(暂定),四段为50t/h(暂定),五段为50t/h(暂定),具体用量在联络会期间确定。10)机组各级抽汽所能提供的蒸汽量及参数、各级高低加用汽量。11)在汽轮机中、低压缸连通管上设置控制供热抽汽压力和流量的调节阀，并提供阀门造成执行机构的损坏。执行机器的安装底座由卖方负责设计并提供。12)机组满足本工程热网加热器采暖抽汽压力范围的要求，平均工况采暖抽汽压力暂定为0.4MPa(可调节),并提供抽汽压力、流量与机组效率、出力的关系曲线。13)提供采暖抽汽管道上抽汽止回阀(进口)、快关阀(进口)以保证机组的安全，采15)工作温度高于450℃的紧固件，考虑其松弛性能。16)汽缸联结螺栓的硬度：HB=242～270,不大于300.螺母的硬度比螺栓的硬度小50。2.2.2汽轮机转子及叶片1)汽轮机转子采用彻底消除残余内应力的锻造转子，出厂前进行112%额定转速超速试验，试验时间不大于1分钟。2)汽轮机的结构可以保证在不揭缸的情况下，进行转子的动平衡试验，以轴振为准，出厂前各转子做高速动平衡试验，精度不大于1.2mm/s。3)转子的临界转速符合本规范书要求。4)提供各个转子的脆性转化温度的数值(表4-1汽轮机本体有关数据),该数值由试验取得，确认其正确。卖方力争降低转子的脆性转化5)转子相对推力瓦的位置设标记，便于确定转子的位置。6)叶片采用成熟的设计产品，保证运行中的各项性能指标。7)由于蒸汽参数高且采用直流锅炉，卖方详细说明对汽轮机防止固体颗粒侵蚀(SPE)I、采用了调节级喷嘴渗硼涂层的方法。(1)高、中压阀门设有临时性和永久性蒸汽滤网，最初运行6个月使用临时性滤网(2)启动前旁路升温升压，可将管道颗粒带走。(3)采用渗氮处理，强化叶片表面。8)低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗汽蚀措施，汽轮机设有足够的除(1)叶片设计动应力小。(2)次末级叶片采用喷丸强化，末级叶片焊整块型线状司太立合金片。有有效措施(3)严格控制叶片制造过程，特别是热处理规范，严格检验机械性能、化学成份、(4)对叶片进行磁粉检查，如有应力集中，进行除应力处理。9)采用司太立合金，防止叶片司太立合金脱落和消除焊接热应力的措施为：②司太立合金片为整片，扭成型线后，检查与槽贴合程度。④焊后用X光检查两端接触大于90%,中间接触大于80%。⑤焊后进行着色检查，以便进一步确保焊接质量。10)轮缘上用于紧固叶根的销子有导向孔，供拆卸时钻孔之用。11)叶根固定尺寸十分准确，并具有良好互换性，便于备品叶片的互换。12)说明转子及叶片材料，提供转子重量、重心，转动惯量及转子的惯性矩WR²值(见表4-1汽轮机本体有关数据)。13)叶片在允许的周波变化范围内不产生共振，并提供低压末级及次末级叶片的坎贝14)叶片组具有防止围带断裂的措施，动叶片采用自带围带整圈连接，利于调频，减小15)卖方与发电机厂配合，完成汽轮发电机组的转子安装扬度曲线。2.2.3汽缸1)汽缸的设计能保证使汽轮机在起动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度2)高中、低压缸均采用已有成熟运行业绩的结构和材料。3)汽缸铸件经过彻底的消除残余内应力，保证汽缸结合面严密不漏气。4)卖方从汽轮机本体结构及系统设计上充分考虑用户在按照运行规程操作时汽缸上、a)高中、低压缸均采用多层结构，使温b)高中压缸上下基本对称，重量接近，热容量差别小。c)尽量在下半缸上少布置排汽管，减小下半温度损失。d)采用好的保温设计、保温材料和保温措施。e)在电厂现场采用遮挡措施，防止空气大量对流。5)高压缸进汽部分及喷嘴室设计适当加强，以确保运行稳定，振动小。进汽管密封环6)低压缸设喷水系统和自动控制装置。7)设保护机组用的排汽隔膜阀(供二片备用薄膜)。8)卖方提供汽缸法兰螺栓装卸用的扳手及0Cr18Ni9不锈钢电加热装置，并提供高压紧固件，其金属的硬度要求按电力行业标准执行，卖方出厂时达到合格范围，包括所有附件和控制设备。并提供不同规格螺栓的初紧力矩和伸长值及正确进行螺栓紧固方法的指9)汽机揭缸时，有分开汽缸结合面的设备和措施为：高、中压外缸采用千斤顶，其它10)汽缸上的压力、温度测点齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要11)汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和退让间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，不致损伤转子或导致大轴弯曲。卖方提供汽缸、阀体等大型铸件的检验报告。铸造12)汽轮机径向汽封、端部汽封和隔板汽封的结构能调整间隙。由于卖方没有采用此汽13)汽轮机汽缸等重要部件，设有用以进行部件金属材料性能试验的取样部位。14)汽轮机汽缸结合面连接螺栓硬度：HB=242～270,不大于300。2.2.4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。卖方提供各轴承的失稳转速及对数衰减率(见表4-3汽轮机组轴瓦)。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4)任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65℃,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铂热电阻，并将该热电阻的接线引至汽机本体接超过90℃,但乌金材料允许在110℃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。卖方提供显示该轴承金属磨损量和瓦块的铂电阻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。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10)汽轮机轴承挡油板的形式选择浮动挡油板。11)低压轴承箱采用落地形式。11)低压轴承箱采用落地形式。2.2.5主汽门、调速汽门、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，由卖方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3)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。6)主汽门、中压联合汽门设有临时性及永久性蒸汽滤网。7)卖方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8)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。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。以配合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12)主汽门自身关闭时间不大于0.3秒，调速汽门和再热联合汽门关闭时间不大于0.32.2.6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、一台100%再生泵、一台100%循环泵、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(滤芯采用树脂和纤维)。本工程每台机组设置的两台50%容量锅炉给水泵汽轮机与主汽轮机合用EH高压抗燃油，卖方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2)抗燃油液压系统各部件采用0Cr18Ni9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。卖方提供低油压开关及自动停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。7)由卖方提供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。卖方提供抗燃油牌号8)抗燃油系统不管在任何条件下，其油温不超过120℃。9)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℃11)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。2.2.7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、氢密封油备用油泵(即高压启动油泵)、顶轴油泵，两台100%容量的冷油器、套装油管、仪表及所需全部管子及附件(例如回油管上的窥视孔、温度计插座等)。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℃,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℃,卖方提供电加热器及温控设备。(卖方设置汽机润滑油温度控制装置，当润滑油温度低于10℃时，自动启动加热器，加热至40°C时停止加热。每台机组配置两台容量各为100%的冷油器，主机冷油器冷却水采用闭式循环冷却水，最高进水温度38℃,保证润滑油工作在40-46℃温度范围内。)7)润滑油箱内表面和润滑油接触的部分考虑防腐处理为涂防锈油。油系统焊接的焊缝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29)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11)冷油器采用板式冷却器，冷油器板片材质采用316L。(卖方成套提供阀门及水侧入口滤网)。两台100%容量冷油器在设计冷却水量、最高冷却水温(38℃)、水侧清洁系数为0.85、管子堵塞10%情况下，满足机组的最大负荷供油温度不超标。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级的清洁标准要求执行)如轴承箱、冷却器和管道等许用杂质量杂质尺寸(μm)每100ml样品允许颗粒数超过250015)油系统所配用的全部设备及管道、管件、附件、表计等均由卖方配套提供。16)润滑油牌号采用32L-TSA,油系统清洁度的标准为NAS7级，清洁度要求如下：许用杂质量杂质尺寸(μm)每100ml样品允许颗粒数超过100A.油管路在电厂对接时严格按润滑油管路装焊规则进行，亚弧焊打底，反面成型。B.油系统及其设备在安装后及试验前用透平油清洗干净，不允许有锈斑、污垢C.轴承安装后严格检查顶轴油囊和顶轴油管路，不残留任何杂质。D.主油箱就位后和油箱外部管路联接前，充分地做好清洁工作，确信箱内和管道无17)油系统所有的控制装置、开关、指示器和报警装置等，均安装在就地表盘上，并将18)卖方提供润滑油系统和润滑油储存净化处理系统图，并由买方认可。19)卖方提供汽轮机润滑油油净化装置参数。2.2.8顶轴油系统1)顶轴油系统向每个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。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，不允许两3)顶轴油泵采用原装进口设备，卖方提供三家供货商，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、固定式压力表、压力开关，联箱上设置远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。2.2.9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2)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。盘车装置与顶轴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)卖方提供整套盘车装置，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，卖方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。要求盘车控制箱中不能含有顶轴油泵等其他设备的控制。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，卖方提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。3)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。轴封用汽来源于冷段抽汽、厂内辅助蒸汽。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5)设置一台100%容量的轴封蒸汽冷却器。采用TP304不锈钢管，卖方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。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、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)卖方提供轴封用汽系统图和系统说明书以及控制要求等资料。2.2.11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。所以蒸汽温度超过530℃管道的疏水管一次门及其前面的管道和部件均应采用P91材质。2)汽轮机疏水系统的设计遵守ASMETDP-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4)疏水和排汽系统能实现自动控制，卖方提供全部设计范围内电动装置及有关仪表(其5)在失去电源或压缩空气气源时，所有疏水阀自动打开。6)本体疏水系统包括(但不限于)下列各项。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。本体疏水扩容器(卖方提供，因采用高、低压分开的背包式疏水扩容器，与凝汽器7)卖方提供汽轮机本体疏水、排汽系统图。卖方还提供汽轮机本体及其设计范围内不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。2.2.12保护装置1)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109～111%。复位转速高于额定转速。危急保安器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、采暖抽汽快关阀的紧急关闭时间小于0.75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6)卖方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7)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、再热转子轴向位移超过极限值。汽轮机轴振动达到危险值。集控室手动停机(双按钮)。8)汽轮机危急跳闸保护装置(ETS)采用与机组DCS和DEH一体化的控制装置，并留有2.2.13保温和保温罩1)卖方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向买方提供材料用量、图纸及安装说2)在正常运行情况下，当环境温度为25℃时，汽轮机保温层表面温度不超过50℃。3)按规程运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂的要求。4)所有管道、汽缸使用优质保温材料，材料应符合国家规定不含石棉等对人体有害的5)对于主汽门，再热主汽门、联通管等需拆卸部分的保温采用毡式保温材料，并配有6)提供全部固定保温材料用的保温螺母。7)卖方提供的汽缸之间联通管保温。8)卖方提供汽轮机本体、所有管道及配供的热力设备的保温设计结果。9)对于轴承箱等易漏油等部位，保温设计时考虑到防止机油渗入保温层，并采取一定10)对螺栓区域和需经常检修的部位，保温以不防碍检修工作的进行为原则，宜采用可2.2.14凝汽器2.2.14.1一般要求1)凝汽器的设计条件以最大连续出力工况(TMCR工况)为设计工况，以VWO工况为校核工况。循环水设计水温20℃,最高水温33℃,设计背压4.9kPa,最高背压11.8kPa,循环水设计冷却倍率暂定为55倍凝汽器面积为21500m²。3)在凝汽器的喉部装有两组低压加热器。凝汽器管子及管板复合层按TP316L材质设计。空冷4)保证管子与管板连接严密，防止循环水混入汽侧。5)凝汽器的水室设有分隔板，循环水能通过一侧的进出口单侧运行，此时汽轮机能达到75%的铭牌功率。7)在规定的负荷运行范围内，凝汽器出口凝结水的含氧量不超过20PPb。8)最大保证工况下，凝汽器出口的凝结水过冷度不大于0.5℃。9)凝汽器设计考虑承受最大工作压力，卖方按照不小于0.4MPa(g)设计水室底部。10)凝汽器接收下述排汽、疏水和回水，并良好除氧：b)来自汽轮机排汽、凝结水、加热器疏水、汽轮机疏水、补给水、降温后的热网疏11)进入凝汽器的凝结水、疏水和补给水，能得到有效的换热和淋洒，以取得最佳除氧13)凝汽器的设计使循环水平均分配到所有的管子中。14)凝汽器管束由卖方进行供货，卖方进行100%无损控伤，对检查不合格的管子进行更15)卖方提供在凝汽器喉部预先装配好的抽汽管道、膨胀节以及为保护抽汽管道膨胀节16)卖方提出适当的措施，以补偿凝汽器的热胀冷缩。17)对于凝汽器的防腐，采用涂防腐漆，其腐蚀裕度符合HEI标准。18)凝汽器的设计考虑装设胶球清洗系统。19)所有地脚螺栓由卖方提供。20)进行凝汽器管子的防振动计算。21)凝汽器为并列横向布置，并允许灌水至轴封部位的试验，卖方对此采取相应措施。22)凝汽器真空泄漏率小于270Pa/min。23)管束入/出口端紧固管束采用胀接+焊接的方法。24)卖方负贵凝汽器及背包式扩容器的现场组装，包括钢管的穿、胀、焊24)卖方负贵凝汽器及背包式扩容器的现场组装，包括钢管的穿、胀、焊及前后水室的连接25)疏水扩容器为双体背包式。卖方提供疏水联箱，设让院配合。26)卖方考虑凝汽器回收热网疏水的情况，山设计联络会确定。b)凡与凝汽器壳体相连的管道接口，工质温度在150℃及以上者设隔热套管。喷嘴和内部管道工作温度超过400℃者，采用合金钢。c)为防止高速、高温汽流冲击凝汽器管束和内部构件，使流量分配装置和挡板具d)壳体上部设人孔门，用于检查低压加热器e)壳体上留有各汽、水管道的接管。f)卖方提供设置在凝汽器壳体上的电动真空破坏门，阀门进口有滤网和水封装置。2)排汽颈部a)必要时排汽颈部设有膨胀节(采用不锈钢材料)以吸收来自任何方向的位移。b)开设必要的孔洞，以便安装设在凝汽器内的设备及管道。3)水室a)水室管板采用复合钢板(材料为TP316L+Q235-A)。b)水室内部凡接触到循环水的材料具有抗腐蚀能力，采用阴极保护的方法。c)每个水室设置供排气和排水用的接口。d)当循环水入口在水室底部时，设置安全格栅。4)热井a)热井出水口设有防涡流装置。b)热井放水口管道带有水封隔离门，该管能在1小时内排出正常水位下的全部凝c)热井内部用档板分隔开，并配有接头以便测量水室内管束的导电度。e)热井正常水位有效容积不小于TMCR工况下5分钟的凝结水量。2.2.14.3仪表和控制1)卖方提供一套完整的就地仪表和控制设备。其中包括液位表、试验插座、压力表、采用进口产品，不采用电接点型仪表用于联锁保护2)卖方提供在供货范围内的全部仪表、控制阀和电气设备，并说明它们的用途、制造4)在每个凝汽器壁上引出4根不锈钢管，每个角1根，用以测量汽轮机的背压。不锈钢管从凝汽器口与汽机交接处延伸到热井的下部，以形器管束之上穿透凝汽器外壁，并在穿孔处用套接式全周焊接。5)在凝汽器图纸上以及水位控制器接头处，刻有永久性标记，标出正常水位、高限水6)凝汽器热井在适当位置设有磁翻板水位计。7)温度测点安装温度计插座，压力、水位测点提供一次测点及一次门。8)卖方提供电动门配供电动装置采用一体化电动装置，即电动装置内装设有接触器、2.2.15低压加热器2.2.15.2加热器为卧式、全焊接型，能承受高真空、抽汽压力、连接管道的反作用力2.2.15.3水侧设计流量能满足100%负荷的凝结水量(以VWO工况的热平衡为基础),最大水侧流速推荐采用HEI标准。2.2.15.4当邻近的加热器故障时，给水加热器能适应由此所增加的汽侧流量而持续运2.2.15.5加热器设有凝结区和疏水冷却区。为控制疏水水位并保证在各种工况下疏水2.2.15.6加热器管侧设有泄压阀。加热器管侧设计压力按凝结水泵出口关闭扬程设2.2.15.7加热器(喉部低压加热器除外)壳侧设置泄压阀，当管子破裂时能保护壳体的安全，其容量按最新版IEC标准的规定。2.2.15.8卖方提供加热器的热力性能曲线、汽水侧端差、满负荷或部分负荷及前级加2.2.15.9所有加热器的疏水、蒸汽进口设有保护管子的不锈钢缓防护板。2.2.15.10加热器的管束及管板采用不锈钢(材料为TP304)。2.2.15.12加热器分别设置启动和连续运行用的排气接口并提供节流装置，排气量为2.2.15.13所有低加设置正常疏水口和紧急疏水口。2.2.15.14卖方列出由于泄漏允许堵掉管子不小于5%,此时能达到设计参数。2.2.15.15加热器设计和制造按照国家质量技术监督局《压力容器安全技术监察规容器)中的有关要求进行设计、制造。2.2.15.16水位测量的传感器由买方采购。在加热器图纸上标出正常水位、高水位、2.2.15.17加热器上有供充氮保护的接口。2.2.15.18加热器管子堵管冗余量不小于10%。2.2.15.20卖方提供一套完整的就地仪表和控制设备。其中包括液位计、压力表、温2.2.15.21压力表的接头为20×1.5mm,温度表的接头27×2mm,水位表接头不小于2.2.15.22卖方提供就地磁翻板水位计。2.2.15.23温度测点安装温度计插座，压力、水位测点提供一次测点及一次门。2.2.15.24低加水压试验后，出厂前进行充氮保压，交货前压力保持0.02MPa。2.2.15.257,8号低加留有备用的疏水接口。2.3汽轮机本体仪表和控制2.3.1总则1)卖方的供货范围至少包括(但不限于此)下列仪表和控制设备：就地温度、压力、装，不是通过连杆连接的阀门执行机构。卖方提供完整的资料，以书面形式详细说明对2)卖方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。(以表格形式)3)卖方对随机提供的热工设备(元件),包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等说明书。随汽机配供的用于联锁保护的开关量仪表、电磁阀、4)随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国际标准，且规格型号齐全，测量元件的选择符合控制监视系统的要求。所有变送器及用于联锁保护用的逻辑开关均采用进口产品，不采用电接点型仪表用于联锁保护。随机提5)汽机本体所有测点设在具有代表性、便于安装的位置，并符合有关规定，测点数量满足对机组作运行监视和热力特性试验的需要。用于保护联锁的测点单独设置，与监视6)就地温度测量，采用双金属温度计，不采用水银温度计。就地液位测量，采用磁翻7)汽轮机控制系统满足自启停及调频调峰的要求。8)汽轮机金属壁温测量提供φ5(外径)铠装热电偶，分度号为K分度，配有集热块，引至设备壳外后，铠装热电偶应有足够的长度引至汽机本体旁安装支架集中布置(采用耐高温补偿导线引线至温度远程I/0,其接线预留到接至卖方提供的汽机本体温度远程I/0的长度，以便于安装维修)。热电偶安装支架由卖方提供。9)对随机提供的热控设备(元件)及PLC和全厂热控设备、选型一致，并经买方认可，品中任意产品，所有控制盘柜箱内使用的电气元件如按钮、电源开智能产品，变送器精度满足0.075%,电磁阀采用美国纽曼蒂克油系统除外);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、温度开关等需保护用一次组件、过程开关等的数量均满足“三取二”的要10)汽轮机及其所供的调节阀、电动门等选用有成熟的运行经验的产品，保证其良好的产品(包括汽机抽汽导管电动执行器),连续控制的气动用智能定位器，带三断保护，每个气动门配过滤减压阀。对于气动阀按系统控制要求配供所有附件如定位器、电磁阀、行程开关、二线减压过滤器，买方供气压力为0.4～0.7MPa。其它电动装置选用引进技术产品，按上海对于温度大于300℃或压力大于4MPa的压力测点应采用双一次门，并选用进口产品(由卖方在设计联络会上提供详细供货清单)。同时，对于主蒸汽以及再热热蒸汽的压力取样点应采用进口工艺阀门(进口工艺门，且为两道工艺门)。一次检测元件、热工测量仪表如由卖方供货，则相应的一次门、二次门及排污门由卖方供货，如只提供测点取样装置，则由卖方供相应的一次门。所有仪表采用国际单位制。卖方应在后续的工程设计联络会上，提供详细完整的高温高压汽水系统12)随汽机提供的所有一次元件，就地设备都标注其现场坐标位置、接口尺寸、连接方13)随汽机提供的所有电磁阀和电磁铁、伺服阀为进口产品。所有电磁阀和电磁铁(包括抽汽逆止门、跳闸电磁铁等)电源容量不大于220VAC5A或220VDC2A。14)汽轮机本体温度测点留有插座并提供测温元件，插座在运输过程和未安装测温元件时配封头。对压力、液位测点及汽水分析取样测点则带一次门，且高温高压部分配一次15)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。16)随汽轮机本体提供的所有远传测温元件，均采用φ5(外径)双支K分度热电偶(如金属壁温或蒸汽温度)或Pt100三线制双支热电阻(如轴承、推力瓦工作面、非工作面热电阻采用防振技术。温度大于300℃的选用热电偶，瓦温、推力瓦温度元件采用全铠装，壁温热电偶和Pt100热电阻采用防振技术和高可靠性产品。17)从汽轮机本身的安全出发，卖方提出汽机起停及正常运行对参数监视控制的要求。随汽机配供的所有仪表都连接至相应的接线盒上，接线盒全部由卖方提供。19)卖方将其提供的仪表及控制设备连到卖方提供的接线盒或现场控制盘上。所有模拟20)卖方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。卖方负责买方自行采购的与汽机本体相关的设备的安装技术配合和技术接口。21)卖方供货范围内的被控设备的可控性、检测仪表和控制设备的性能满足全厂自动化投入率100%的要求。22)卖方提供就地盘车控制设备及仪表，同时提交相应盘车控制要求、逻辑图纸，不仅23)所有气(汽)、水、油系统的温度元件及就地温度表感温元件都加装温度保护套管，卖方提供的设计资料深度满足买方进行施工卖方所提交的技术资料内容至少包括附件3中所要求的，如买方在工程设计中需要附件3以外的资料，卖方及时、无偿地提供。1)随汽轮发电机组提供数字电液控制系统，具有两台同类机组及三年以上运行所反馈的现场成功经验，卖方按GE新华公司(最新型产品)、北京和利时公司及北京国电智深3家的DEH控制装置型号提供，供买方确认。且保证买方对控制装置型号的选择应按2对配置，另外由卖方再配供2对控制器作为随机备品备件。卖方负责与电厂DCS本体的技术接口(执行机构与阀门的配装，分界面在操纵座，操纵座属汽机本体供货范围。高压油系统和汽轮机润滑油保安系统分界面在隔膜阀，隔膜阀属DEH供货范围)由卖方应提供DEH组态编程工具(主流笔记本电脑),最终由买方确定。该控制系统有很高的可靠性、易操作、易维修，灵活性强，有自诊断功能，提供关制器、电源模件、通讯卡件及重要的过程I/0冗余配置。DEH系统各种I/0点备用分别不小于10～15%,所有输入、输出通道均相互隔离。——转速调节范围从盘车转速至3600r/min——转速控制回路的控制精度不大于±1.5r/min——调节转速的迟缓率不大于0.06%——甩满负荷下转速超调量<7%——负荷控制范围0～115%N——负荷控制精度0.5%N——转速不等率4.5%(3%～6%范围内无级可调)——系统MTBF(平均无故障时间)*16000小时.卖方提供汽机阀门的在线试验设备、所有需要的在线寻找故障的维护设备和供控制准和规范(如与新标准不符，以最新标准为准):美国电气和电子工程师协会(IEEE)ANSI/IEEEANSI/IEEE488可编程仪表的数字接口美国电子工业协会(EIA)EIARS-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通讯设备之间的接口美国仪器协会(ISA)ISAIPTS68热电偶换算表ISARP55.1数字处理计算机硬件测试SAMAPMS22.1仪表和控制系统的功能图表示方法美国保险商实验室(UL)UL1413电视用阴极射线管的防内爆UL44橡胶导线、电缆的安全标准国际电工委员会(IE3)IECTC529基础安全标准：外壳防护等级的分类中华人民共和国电力行业标准汽轮机调节控制系统试验导则DL/T711-1999火力发电厂汽轮机控制系统在线验收试验规程DL/T656-19982)DEH至少包括以下功能，但不限于此：b)汽机的自动升速、同步和带负荷。DEH提供在汽机寿命消耗允许条件下按照汽轮机所处不同热状态和蒸汽参数相适应的合理升速率，实现汽机从盘车转速到带满负荷的自动升速控制。该系统包括：①所有必须的预先检查，以满足进行自动升速的最低条件。②所有调节汽机升速率的必要运算和监视过程。③汽机升速率(可调)限制。④汽轮发电机组的自动同期。⑤能满足不同启动运行方式(冷态、温态、热态、极热态)的要求。⑥带初始负荷。⑦汽机负荷限制。键盘、鼠标、硬手操盘等)在主控制台上，以便运行人员能在升速过程的任何阶段进行控制监视；同时系统能连续监视升速过程；并能显员提供指导。在升速或带负荷过程中的任何阶段都能进行运行方式的切换选c)负荷控制系统将根据协调控制系统(CCS)或运行人员给出的负荷指令，自动调节汽轮发电机出力。力的过程变量。当出现非常工况(如真空降低、汽压降低等)时，系统将把负荷指令信运行人员可在操作台上对阀门进行试验操作，可实现阀门开闭状态的在线和离线试还具有阀门管理功能(汽机进汽方式选择)。e)热应力计算和控制功能确定变负荷(转速)的速率。当操作员选择应力控制方式时，DEH对操作员设定的变负荷速率与应力控制速率小选后作为机组变负荷速率h)显示(包括操作指导画面)、报警和打印(如参数曲线等)及每一步骤的操作指导。而显示报警打印的信息画面及事故追忆的内k)DEH有冗余设置和容错功能，手动、自动切换功能，功率反馈回路和转速反馈回n)DEH所有输出模拟量信号均为4～20mA,并负责提供两线制变送器电源。p)卖方提供详细的DEH装置功能及技术规范及其详细图纸资料。r)仿真功能：阀门管理、功率限制、负荷。2.3.3汽机监测装置(TSI)a)每个轴振动及相位角(X-Y双坐标)(包括发电机轴振)。每个轴承(包括发电机)均安装，测量轴承对轴的相对振动，可连续指示、记录、报警、保护。发电机部分的轴承振动检测装置由汽机TSI统一供货，卖方负责与发电机的协调与配合工作。c)偏心率。监测转子的弯曲值，可连续指示、记录、报警、保护。e)汽机转速。量程一般为0～5000rpm,有零转速档可配自动盘车；兼有鉴相位功能。汽机转速测量探头不少于11个(前箱处有7只：DEH:3只；零转速：1只；转速：1只；转速表：1只；备用：1只，盘车处5只：TSI:3只，用于超速保护；转速表1只),可连续指示、记录、报警、保护，设计两套就地转速表，有各自独立的传感器(变送器),并分别装设在沿转子轴向不同的位置上，分别位于机头侧和发电机侧。增加1f)汽机零转速，兼有鉴相功能。鉴相测量，满足汽机振动分析装置的要求。同时，鉴相检测板输出一路方波脉冲信号送至电气功角仪(具体要求设联会确定)。g)轴向位移。通过一点对大轴位移进行监测，可连续指示、记录、报警、保护。2)卖方列出下列内容：3)监测项目齐全，可与机组同时运行。4)卖方提供进口优质汽机安全监测保护系统(TSI),产品按美国本特利Bent1y35006)控制、报警、保护等接点输出，包括TSI电源失电故障，能各送出2付无源接点，7)该装置留有与汽机电调(DEH)、分散控制系统、汽轮9)卖方负责提供TSI设备在汽轮机本体上的安装设计和技术接口以及安装支架等，要冗余、通道冗余),ETS控制器和