汽轮机技术协议-苏州绿晟新能源

苏州绿晟新能源有限公司一般固废处置和能源综合利用配套发电项目SB12-12.7/5.43/1.1高温超高压双背压式汽轮机QFW-12-2汽轮发电机技术协议协议编号：LSXNY-协议-汽轮发电机组-001甲方：苏州绿晟新能源有限公司乙方：沂源县华阳能源设备有限公司设计方：东南大学建筑设计研究院有限公司日期：2023年3月23日目录TOC\o"1-2"\h\u1621第一部分汽轮机部分 3327061总则 396812工程概况 5116613主要技术协议及保证条件 7219664技术数据表 26223035质量保证与检查试验 38316446包装、标志、运输及保管 4442987检查与验收 4555038设计和供货分界限 4556499.供货范围 481394010.技术资料和交付进度 523083011监造、检验和性能验收试验 571999912供应项目清单 591130013.分包商/外购部件情况 663189214.投标方配套供货设备短名单 6625768第二部分12MW发电机部分 6943361.总则 70195832.概述 70201723.发电机的技术要求 7216414.励磁系统技术要求 76193765.空冷器的技术要求 801166.发电机仪表及控制技术要求 81147367.发电机系统的技术数据表 846258附件1、供货范围 92965附件2、技术文件及交付进度 9523038附件3、设备分包与外购清单 99第一部分汽轮机部分1总则本技术协议适用于甲方1×12MW高温超高压双背压汽轮发电机组热电项目的汽轮机系统，它提出了设备和系统的功能设计、结构、性能和试验等方面的技术要求。本技术协议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的标准，乙方应提供一套满足本技术协议和所列标准要求的高质量全新产品及其相应服务。对国家有关安全、环保、消防等强制性标准，必须满足其要求。乙方须执行本技术协议所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。乙方在设备设计和制造中所涉及的各项规程、规范和标准必须遵循现行最新版本的标准。合同签订后15天内，按本技术协议的要求，乙方提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收试验、运行和维护等所采用的标准的清单给甲方，由甲方确认。设备(包括乙方供应的系统，下同)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，乙方应保证甲方不承担有关设备专利的一切责任。乙方应提供高质量的设备，这些设备应是成熟可靠、技术先进的产品，且乙方应具备高温超高压抽背压式汽轮机的设计制造能力。在签订合同之后，甲方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由甲乙双方共同商定。乙方对高温超高压抽汽背压式汽轮机（含辅助系统与设备）负有全责，分包（或对外采购）的主要产品制造商应征得甲方的认可，执行过程应得到甲方的书面确认。未经甲方同意，乙方的设备产品及原材料严禁外协、转包、分包。对于乙方配套的控制装置、仪表设备，乙方必须提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。乙方所提供的设备、阀门的接口应和甲方的规格和材料一致，乙方所提供的阀门口径最终应满足设方要求，除调节阀外，不得采用缩小口径加大小头的方法。合同签定后一个月内，乙方提供初步设计资料（汽轮机布置图、汽轮机润滑油系统图、汽轮机蒸汽疏水系统图、器材清单、交接点法兰表）。为保证设备质量和性能，乙方将严格做好制造过程中的质量监检、监理、现场检查和验收等各环节工作。乙方应承诺提供相关资料并配合甲方做好以上工作。本技术协议供货范围内的同类型设备、部件、元器件等应采用同一品牌、型号，备品备件应具有互换性。乙方提供的文件，包括图纸、计算、说明、使用手册等，均应使用国际单位制(SI)。所有文件、工程图纸及相互通讯，均应使用中文。本技术协议中的不锈钢，除明确材质外，应为不低于TP304不锈钢。乙方应按照额定中压蒸汽供热工况为机组的设计工况。本项目执行标准及规程（以现行有效最新标准为准）应符合下列标准规范，凡按引进技术制造的设备需按引进技术相应的技术标准如ASME、IEC、ASTM、NFPA及相应的引进公司标准规范进行设计、制造、检验，下列标准间有差异时按较高标准执行。如有新标准、规范颁布和实施则按新标准、规范执行（包含但不限于下列规范）。《大中型火力发电厂设计规范》GB50660《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL5034《火力发电厂汽水管道应力计算技术规程》DL/T5366《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072《火力发电厂油气管道设计技术规程》DL5204《火力发电厂主厂房荷载设计技术规程》DL5095《汽轮机调节控制系统试验导则》DL/T824《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》DL/T656《火力发电厂固定式发电用凝汽汽轮机的热工检测控制技术导则》DL/T590《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T834《电站汽轮机技术条件》DL/T8921.19专业执行标准及规程（以现行有效最新标准为准）（包含但不限于下列规范）《火力发电厂金属技术监督规程》DL/T438《汽轮机叶片超声波检验技术导则》DL/T714《火力发电厂金属材料选用导则》DL/T715《电站隔膜阀选用导则》DL/T716《汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则》DL/T717《火力发电厂铸造三通、弯头超声波探伤方法》DL/T718《电站蝶阀选用导则》DL/T746《火力发电厂异种钢焊接技术规程》DL/T752《火电厂用20号钢珠光体球化评级标准》DL/T674《火力发电厂金属试验室仪器设备及建筑面积装置标准》DL/T5060《火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督导则》DL441《火力发电厂主厂房三维模型设计规定》Q/DG1-A002《管道支吊架第三部分中间连接件和建筑结构连接件》GB/T17116.3《管道支吊架第二部分管道连接部件》GB/T17116.2《管道支吊架第一部分技术协议》GB/T17116.1《发电厂汽水管道支吊架设计手册》D-ZD2010《管法兰用聚四氟乙烯包复垫片》GB/T13404《大直径碳钢管法兰用垫片》GB/T13403《大直径碳钢管法兰》GB/T13402《管壳式换热器》GB151《压力容器》GB150《机械设备安装工程施工及验收通用规范》GB50231《现场设备、工业管道焊接工程及验收规范》GB50236《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264《输油管道工程设计规范》GB50253《设备及管道保温技术通则》GB4272《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》DL/T956《水利电力建设用起重机检验规程》DL/T454《火力发电用钢制通用阀门订货、验收导则》DL/T922《火力发电用止回阀技术条件》DL/T923《汽轮机电液调节系统性能验收导则》DL/T824《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T834《火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定》DLGJ5I58《小型火力发电厂设计规范》GB50049《防止电力生产事故二十五项重点要求》2工程概况2.1项目单位及拟建项目情况项目名称：苏州绿晟新能源有限公司一般固废处置和能源综合利用配套发电项目。建设单位：苏州绿晟新能源有限公司。投资方：张家港市水务集团有限公司、苏州绿焓热力科技有限公司、张家港永兴热电有限公司。建设地址：张家港凤凰镇，张家港永兴热电有限公司厂址北侧空地。2.2本期规模本工程新建150t/h高温超高压循环流化床再热锅炉，配套建设约10MW高温超高压双背压式汽轮发电机组。2.3交通运输2.3.1公路张家港市境内公路纵横成网，各村镇均有公路相通，境内已经基本形成“五横五纵”的格局。五横包括：沿江公路、港丰公路、晨丰公路、张杨公路和西塘公路；五纵包括：中华路、杨新公路、杨锦公路、苏虞张公路—黎明路和妙丰公路。张家港对外的主要公路有：204国道、锡澄高速、沿江高速公路（S38）、沙锡公路（S228）、张杨公路（S338）、澄张公路、澄鹿公路（S340）、锡张公路、苏虞张一级公路等，公路交通运输十分方便。鉴于本工程机组容量小，本工程重大件设备拟采用公路运输。同时由于厂址紧靠长江，水路运输方式也具备条件，即本工程大件运输公路优先，水路兼行。2.3.2水路张家港市地处长江下游江南水网区域，东、北侧濒临长江，其北端江边的张家港港口是长江下游重要港口之一，港区有煤炭、化工、散件和集装箱四大类专业码头，码头面宽约40m、总长3000m，均可直接停靠3.5万吨海轮，是江苏省苏南地区物资贸易主要集散中转的万吨码头区，陆域则建有国家级的张家港保税区。全市境内河、港、套、塘纵横贯通，交织成网，兼有灌溉、水运和泄洪的功能。内河分为南北两个水系，南部为澄（江阴）锡（无锡）虞（常熟）区高水系，北部为沿江新沙区低水系。主要干线航道有二干河（锡十一圩线）、申张线、澄杨线等，内河航运业十分发达。2.3.3铁路张家港市境内目前无铁路，其西南48km为国家正线铁路－沪宁铁路无锡路段，新长铁路江阴路段距离张家港市约37km。本期工程的重件设备运输尺寸及运输质量均较大，且铁路对所承运设备的运输尺寸及运输重量有限界要求，因国内铁路受到桥梁、隧道等限制，对铁路正常运输干扰较大，运输及其临时措施费用高。故本工程暂不考虑采用铁路公路联运方式运输重大件设备。2.4工程气象特征张家港大小河道8073条，全长4779.65公里，平均每平方公里陆地有河道6.08公里。河流形态南北各异，南部多弯曲，流缓水清；北部都比较直，流急水浊。境内水资源丰富，地表水中河港蓄水量丰水年为2.5亿立方米，中等干旱年为2.2亿立方米，年平均地表径流量为20139万立方米。2009年，共引长江水15.92亿立方米，年利用深层地下水1000立方米，浅层地下水238.8万立方米。地下水水情形势趋好。2.5仪用压缩空气条件：压力：～0.5MPa.g含油量：≤8ppm气体含尘颗粒直径：≤3μm含尘量：≤lmg/m3露点：工作压力下的露点比工作环境最低温度低10℃。2.6冷却水系统冷却水水源：工业水或循环冷却水；水压～0.2MPa。冷却水年平均温度～25℃冷却水最高温度～35℃2.7电源动力电源：380V，50Hz三相；220V，50Hz单相事故电源：220V，直流控制电源：24VDC；220VDC;220VAC2.8热负荷与设计要求本期工程全厂设计热负荷蒸汽等级最大热负荷最小热负荷备注t/ht/hP=5.43MPa，t=～418℃126.830.4高背段P=1.1MPa，t=～254℃37.6529.1低背段高温超高压抽汽背压式汽轮机的高背压排汽压力为5.43MPa(a)，低背压为1.1MPa(a)，分别作为中、低压蒸汽对外供热热源供给热用户。在保证汽机额定进汽量的前提下，额定中、低压蒸汽供热工况为机组内效率最高的工况。2.9设备使用条件2.9.1机组按照“以热定电”原则，由工业热负荷确定抽汽背压机电负荷。2.9.2机组运行方式：定压(额定参数)或滑参数运行、定压或滑参数启停。2.9.3机组布置方式：汽轮机的布置采用纵向布置。规定发电机的转向是“从汽轮机机头往发电机看，发电机是顺时针”。2.9.4机组安装检修条件：机组运转层标高8m。汽机房桥式起重机轨顶标高：13.6m，吊钩最高点距离运转层表面：5.6m。汽机加发电机的外形尺寸：总宽度不超过6.8m，总长度不超过16.7m。行车起重量最大：20.0t2.9.5发电机冷却方式：空冷。2.9.6频率变化范围：48.5～50.5Hz。2.9.7除氧器采用定压或滑参数运行方式、定压(额定参数)或滑参数启停。2.9.8给水系统：给水系统为单元制。2.9.9本工程采用单炉单机制。3主要技术协议及保证条件3.1汽轮机主要的技术协议型式双背压式系统、单缸、单轴式转向顺时针(从汽轮机头向发电机方向看)台数台1机组的铭牌功率机组的铭牌工况（TRL）下输出功率为10MW最大进汽量t/h165额定进汽量t/h150主汽压力MPa.a12.7主汽温度℃535除盐水补水温度℃25锅炉给水温度℃158℃（最终以热平衡优化确定）空负荷耗汽量t/h8发电机额定转速r/min3000工况额定工况75%工况50%工况最小稳定运行工况最大运行工况进汽量t/h1501208060165高背压压力MPa.a5.435.435.435.435.43高背压温度℃418427439.9442.3417.7高背压流量t/h11388.9349.2530.4126.8低背压排汽量t/h34.76229.129.129.137.65低背压排汽温度℃254266280.6293.3256低背压排汽压力MPa.a1.11.11.11.11.1锅炉给水温度℃158158158158158功率MW10.57.755.154.111.6额定工况相对内效率%74.771.366.363.375额定工况设计汽耗kg/kW.h14.2815.4815.5314.6314.22汽机考核热耗工况热耗值kJ/kW.h3767.93771.73802.63826.13670.5注：回热级数为一除氧+一级低加。低加汽源采用双背压1.1MPa汽源，低加出水温度为145℃，除氧器汽源也采用双背压1.1MPa汽源，除氧器压力为0.588MPa，除氧器出口温度158℃，锅炉给水温度为158℃。汽轮机主蒸汽的压力变化范围（-0.5，+0.4MPa，主蒸汽的温度变化范围为（-10，+5）℃；3.2汽轮机技术要求3.2.1热力系统设计原则主蒸汽系统：主蒸汽采用单元制主给水系统：高压给水采用单元制给水回热系统：1级低加+1级除氧。汽轮发电机组本体、辅助设备及回热系统部件均以额定进汽量和相应的补水量的有关参数为设计依据。乙方充分考虑在全厂热力系统上做优化，一是满足供热参数需求，二是保证机组运行经济性更优。3.2.2技术参数工况单位额定工况75%工况50%工况最小稳定运行工况最大运行工况进汽量t/h1501208060165高背压压力MPa.a5.435.435.435.435.43高背压温度℃418427439.9442.3417.7高背压t/h11388.9349.2530.4126.8低背压排汽量t/h34.76229.129.129.137.65低背压排汽温度℃254266280.6293.3256低背压排汽压力MPa.a1.11.11.11.11.1锅炉给水温度℃158158158158158功率MW10.57.755.154.111.6额定工况相对内效率%74.771.366.363.375额定工况设计汽耗kg/kW.h14.2815.4815.5314.6314.22汽机考核热耗工况热耗值kJ/kW.h3767.93771.73802.63826.13670.53.2.3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出口母线突然发生两相或三相短路或单相重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。（2）汽轮机乙方归口提供各轴段(包括发电机)及轴系的临界转速及扭振频率值，并提供轴系的振动计算结果，发电机厂应作好配合工作，使轴系振动符合规定要求。（3）汽轮机甩负荷后，允许空转时间应不小于15分钟。（4）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进行发电机试验及热控试验的需要。（5）汽轮机应允许在甲方提供的最低负荷至最大负荷之间进行灵活、平滑的调整并能长期稳定运行。提供汽轮机最低的持续稳定负荷值。3.2.4乙方不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，应在投标书中有明确的规定。不允许运行的工况有：润滑油压低0.06MPA；轴承温度高105℃；轴位移大于±0.8mm；调节油压低9.5MPA；轴振动超125um；胀差超﹢3.5-1.0mm。轴承回油超75℃不允许长期连续运行的工况有：蒸汽温度低于额定值的+5-10℃；蒸汽压力低于额定值的±0.49MPA；汽轮机甩负荷后，空转时间应不大于10分钟；负荷低于30％额定工况；油箱液位过低；滤油器压差大于0.05MPA；汽机高背压力超出额定波动范围±0.3MPA;汽机低背压力超出额定波动范围±0.3MPA;背压排汽温度超320℃3.2.5汽轮机的设计寿命(不包括易损件)应与锅炉以及其它设备的寿命一致，在技术协议规定的各种条件下设计寿命不低于30年，并且不会引起过大应力、振动、腐蚀和操作困难。机组在其保证使用的寿命期内应能承受以下工况，总的寿命消耗应不超过75%。（1）冷态启动：(停机超过72小时，金属温度已下降至其满负荷值的约40%以下)200次。（2）温态启动：(停机在10至72小时之间，金属温度已下降至其满负荷值的约40%至80%之间)1200次（3）热态启动：(停机不到10小时，金属温度超过其满负荷值的约80%以上)4500次。（4）极热态启动：(机组脱扣后1小时以内，金属温度仍维持或接近其满负荷值)500次。（5）负荷阶跃：(负荷变化率>10%额定负荷/min)12000次。汽轮机能保证年运行小时数不低于8000小时。机组可用率不低于90%。强迫停运率不大于2%，停机时间不超过200小时。乙方在供货条件中规定汽轮机易损件的使用寿命，工作温度高于450℃的紧固件，除应考虑其松驰性能外，并应特别提供防止汽缸漏汽和高温螺栓断裂的有效措施。乙方应在出具在各种运行方式下，机组寿命消耗的分配数据及各种甩负荷时的寿命消耗曲线，以保证机组能在设计使用寿命期限内可靠运行。3.2.6汽轮机大修周期不少于5年，小修周期1年。3.2.7机组的允许负荷变化率应为：（1）从100%→50%额定进汽工况THA不小于5%/min（2）从50%→20%THA和从20%→50%THA不小于3%/min（3）从20%THA以下 不小于2%/min（4）允许负荷在50%→100%THA之间的变化幅度为20%/min。机组能在额定功率因数下，电压变化范围为±5%，频率变化范围为-3～+1%时，能连续输出额定功率。当发电机电压变化为±5%，频率变化为-6%到-4%，+2到+3%的范围运行时，制造厂提出输出功率、温升值、运行时间及允许发生的次数，允许的运行时间不得低于下表的范围。3.2.8机组能在48.5～50.5Hz频率范围内持续稳定运行，根据系统要求，机组的频率特性还应满足下表要求。频率(Hz)允许运行时间累计(min)每次(Sec)51.5>30>3051.0>180>18048.5～50.5连续运行48>300>30047.5>60>6047>10>103.2.9乙方应允许汽轮机的蒸汽参数在下表规定的范围内变化：参数名称主蒸汽压力任何12个月周期内的平均压力≤1.00P0保持所述年平均压力下允许偏离值≤1.05P0例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间<12小时≤1.20P0主蒸汽温度任何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偏离值≤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℃例外情况下允许外偏离值，但12个月周期内积累时间≤80小时≤t+28℃不允许值>t+28℃表：(1)P0为蒸汽的额定压力；(2)t为主蒸汽额定温度。3.2.10汽轮发电机组轴系各阶临界转速应避开工作转速，其避开范围为额定转速的90%～115%。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，乙方应提供轴系各临界转速值及失稳转速，失稳转速应高于额定转速125％。乙方应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，以防止机、电共振损坏轴系。轴系应能承受由于发电机和主变压器断路产生的扭矩冲击。如果被驱动的机械不是乙方供应，则乙方应负责机组轴系稳定性和临界转速。3.2.11乙方保证汽轮机在所有稳定运行工况下(转速为额定值)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应大于0.025mm；在任何轴颈上所测得的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双振幅振动值轴承座振动为不应大于0.075mm，轴颈相对振动值不应大于0.15mm。3.2.12超速试验时，汽机应在额定转速的112％的转速下进行，最高计算转速是假定在调速器失灵且最高转速只受超速跳闸装置动作的限制时可能出现的最高转速。在制造厂进行超速试验延续时间不应超过10min，并只可进行一次。3.2.13乙方应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—归口设计，以使机组具有较高的稳定性。3.2.14距汽轮机外罩外1米，汽机运转层上方1.2米处，所测得的噪声值应低于85分贝(A声级)，对于其它辅助设备应不大于85分贝(A声级)。噪声测量方法按IEC61063:1991进行。3.2.15机组从冲转至带满负荷应满足下列要求：冷态启动：≤4小时温态启动：≤2.5小时热态启动：≤1.5小时3.2.16汽轮机各主要阀门紧急关闭时间如下：主汽门≤0.3秒主汽调节阀≤0.5秒各抽汽逆止阀<1秒抽汽速关截止阀<1秒3.2.17机组汽耗率机组的汽耗率按下表所列各工况提供资料。序号单位额定进汽150t/h最小稳定运行工况工况额定热工况75%供热工况50%供热工况发电机净功率MW10.57.755.154.1进汽压力MPa.a12.712.712.712.7进汽量t/h1501208060设计汽耗kg/kWh14.2815.4815.5314.63(2)机组在额定工况下的保证汽耗为14.28±2%kg/kWh。(3)乙方计算汽轮发电机组在额定中压蒸汽供热工况条件下的净汽耗，并符合国家标准或ASMEPTC6-2004。(4)汽轮机各种工况的汽耗值测定，测定汽耗值用的仪表及精度，由乙方提出意见，经甲方认可。3.2.18汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数，应注明。并说明所对应的异常工况。3.2.19乙方应提供汽机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，从额定负荷到与锅炉最低负荷(30%THA)配合的滑压和定压运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。曲线中至少应包括主蒸汽、温度、流量、转速、负荷变化等。3.2.20乙方应提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。3.2.21乙方应提供汽轮机的启动、停机程序和必要的运行数据。3.2.22高压加热器不属主机配套供货，乙方做汽机热平衡计算时，应提出各种运行工况下各高压加热器端差和参数。3.2.23当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机与电网解列后，汽轮机惰走，逐步停机，而不引起设备上的任何损坏。3.3结构要求3.3.1一般要求汽轮机及所有附属设备应是成熟的、先进的，并具有制造相近容量机组、运行成功的经验。不得使用试验性的设计和部件。汽轮机采用自润滑系统，并且提供发电机润滑油供应，应保证长期运行灵活。机组的设计应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国家标准或ASME标准执行。乙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。当管道设计不能满足要求时，乙方有责任与甲方共同协商解决。汽轮机允许在甲方提供的最低功率至最大功率之间连续运行。汽机配套的停机电磁阀采用220VDC,由DEH机柜提供。汽机保温设计按汽机上﹑下汽缸温差及壳体外表温度≤50℃。介质压力>0.1MPa(a)的抽汽管道设快关逆止阀，抽汽快关逆止阀应能保证在任何异常情况下可靠关闭，避免蒸汽倒入汽轮机。汽机本体部分具有完整的疏水系统。提供汽轮发电机组的惰走时间及曲线。凡易耗件应提供备件，具体见供货范围备品备件要求。高低背管道上的安全阀由乙方设计供货，乙方保证所供阀门的安全、可靠各种性能。乙方负责提供其工作参数。3.3.1.12乙方应提供在汽机和发电机(由汽轮机乙方和发电机乙方配合)的设计范围、甲方设计范围或其他基础设计范围之间接口的有关资料(静载荷与动载荷、轮廓图、就位详图、力与力矩、基础允许挠度、热膨胀等)，使整个支承系统的设计和建造得以进行。乙方应保证由其设计提供的基础部分的挠度、固有频率和其他特性对机组的运行产生不利影响。3.3.2汽轮机转子及叶片汽轮机转子应采用整锻无中心孔转子。汽轮机转子应彻底消除残余应力，并做调质处理。转子的临界转速应符3.2.10的要求。乙方提供转子的脆性转化温度的数值，并解释取得该数值的依据，以确认其正确性。乙方力应争降低转子的脆性转化温度，脆性转化温度值不影响机组启动的灵活性。各叶片选用成熟可靠、气动性能良好的叶型，其应力与振动值符合国家标准规范的要求，以保证叶片安全运行，末级叶片具有良好的去湿、防腐蚀结构和性能。叶片和隔板强度、汽缸缸体的强度和刚性设计保证机组运行安全可靠。用于把叶根紧固在轮缘上的销子应有导向孔，供拆卸时钻孔之用。转子相对推力瓦的位置应设标记，便于确定转子的位置。应使叶根固定尺寸十分准确，具有良好互换性，以便顺利更换备品叶片。乙方应说明转子及叶片材料，并提供转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。汽轮机转子在出厂前进行动平衡试验，试验精度应达到不小于1.2m/s，轴振动值不大于0.025mm。隔板(如有)采用焊接结构，隔板强度应能保证机组安全可靠运行。3.3.3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。汽缸进汽部分及喷嘴室设计应适当加强，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。提供保护整个机组用紧急跳闸装置。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。汽缸端部汽封及级间汽封应该有适当的间隙，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。轴封采用迷宫式汽封或其他新型高级汽封。乙方应提供汽缸等大的铸件的铸造完工时间及各铸件的要求时效时间，乙方应提供探伤、挖补、热处理等质检记录，同一位置挖补不超过两次。汽轮机结构部件的设计应尽量减少地震对汽轮发电机组的损害。汽缸铸件应彻底消除残余应力，保证汽缸结合面严密不漏气。汽缸应设置法兰螺栓加热装置。3.3.4轴承及轴承座主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应大于额定转速25%以上，具有良好的抗干扰能力。乙方须提供轴承的失稳转速及对数衰减率，并说明所采用的计算方法。汽轮机轴瓦设计的失稳转速离超速试验转速>20％，并具有抗干扰能力。检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把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65℃，该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，应使用埋入式双支热电阻，并将该热电阻的接线引至汽机本体接线盒。运行中各轴承金属最高温度应不超过90℃，但乌金材料应允许在110℃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。乙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。在推力轴承的外壳上，应设有一个永久性基准点，以确定大轴的位置。轴承座上应设置测量轴向位移、胀差和膨胀的监测装置及其安装位置。轴承座的适当位置上，应装设测量轴承在垂直、水平二个方向上大轴振动的装置，轴承座采用铸钢型。3.3.5主汽门、调速汽门主汽门、调速汽门严密不漏，按要求做好阀门的水压试验(主汽门允许与主蒸汽管道一同做水压试验)。在额定参数下，当主汽阀关闭时，汽轮机转子不应被冲动。主汽门、调速汽门的材质应能适应与其相联接管道的焊接要求。乙方应提供主蒸汽管道、各阀门接头的焊接方法及坡口加工图。每门带常开常闭行程开关各1副（暂定）。主汽门、调节汽门都配有指示阀门开度的装置。主汽门、调速汽门应能在汽机运行中进行灵活性试验。调节汽阀采用喷嘴调节，采用调节线性好、节流损失小的调节阀，不能使用溢流阀的型式。提供主汽门在启动冲管及水压试验用的临时阀芯。提供主汽门使用的临时滤网和永久性可清洗蒸汽滤网。提供冲管及水压试验后主汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门在取出细滤网后需用的附加备用密封垫圈。机组启停中，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、调速汽门能满足安全可靠地焊接在与其所联接的管道上，其接口材质及口径与甲方设计管道一致，若材质或接口尺寸与外部连接管道不匹配，乙方配供与管道材质相同的过渡段(该过渡段由乙方焊接并完成热处理，坡口处理等工作以保证电厂现场同材质、同口径、同壁厚焊接)。为减少管道对汽缸的推力，高压缸主汽门与基础相固定(即为固定支点)，主汽门的自身膨胀方向，应有利于汽缸的膨胀。3.3.6润滑油系统油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在起动、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及控制用油量。采用集中油站。润滑油系统主要包括主油箱、主油泵（或外置电动交流油泵）、注油器、辅助油泵、直流油泵、过滤器、排烟装置、2台100%容量的冷油器、油管、就地仪表，满足汽轮发电机组轴承用油及所需全部附件，例如回油管上的窥视孔、温度计插座、温度计和进油管上的活动滤网等。油箱容量的大小，应考虑到当厂用交流电失电的同时冷油器断冷却水的情况下停机时，能保证机组安全惰走和停机后的轴承冷却要求。此时，润滑油箱中的油温不应超过80℃，并保证安全的循环倍率。油箱的设计尚应满足油系统失火时尽快放油的要求。油箱为坡底形式。主油箱上应设置交流电动机驱动的抽油烟机和除雾器，各轴承室内应维持微负压，并应设置相应的负压表以便于监视。主油箱上设置油位计，并预留与DCS的接口。所有润滑油系统的泵组应设计成能自动启动、遥控及手动起停。设有停止——自动——运行按钮和用电磁操作的起动试验阀门。还应有与盘车马达起动器联锁的单独压力开关，以便在油压尚未建立之前禁止盘车装置的投入。冷油器应根据汽轮发电机组在设计冷却水流量和最高冷却水温、考虑水侧污染系数后的最大负荷设计。冷油器的设计和管路布置方式应允许在一台运行时，备用冷油器均能保证汽轮机在额定工况下运行，另一台停用的冷油器能排放、清洗或调换。冷油器的进、出口切换阀应配置有防止机组运行时切断各轴承的进油和防止阀芯脱落的措施。冷油器采用管式，乙方提供冷油器冷却水进水管上的滤网。汽轮机结构和系统设计上，应考虑防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管路等，应彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。油系统所配用设备包括管路、附件、就地仪表及一次门等均由乙方配套提供。油管道及其相关阀门、附件等采用不锈钢材质。乙方所提供的热工仪表应满足整个油系统(包括汽机)的监视控制要求。汽轮发电机组的油系统的设计由汽机厂统一协调考虑。油系统管路尽量减少法兰及管接头，若采用管接头应选用“O”型圈密封管接头。3.3.7顶轴系统：无3.3.8盘车装置盘车装置是手动投入、自动脱扣型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，并能在正常油压下能足够的转速建立起轴承油膜，盘车转速由乙方确定(5.5r/min)。盘车装置的设计应能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。提供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，盘车装置正在运行而供油中断时能发出报警，以及当油压降低到不安全值时能自动停止运行。提供盘车控制装置，包括手动操纵机构、盘车就地控制箱等。3.3.9汽封系统轴封供汽应采用自密封系统，并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施。机组设一台100%容量的轴封蒸汽冷却器。轴封蒸汽冷却器配备两台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的气体，两风机可互为备用，轴封冷却器与风机应为组合式结构型式。轴封用汽系统应包括隔离阀、旁路阀和其他阀门以及仪表和有关附属设备等。汽封的型式及材料应选用国内已证实可行的先进技术及材料。汽封系统的设计能保证轴封漏汽不进入油系统。乙方应提供轴封用汽系统图及系统说明书。轴封蒸汽冷却器应保证机组在任何工况下运行时，汽封漏汽能被全部冷却下来，并提供轴封蒸汽冷却器的设计冷却面积值。轴封蒸汽冷却器换热管采用不锈钢管。3.3.10汽机本体疏、放水及排汽系统疏水系统的设计应能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。系统应包括(但不限于)下列各项：(a)收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。(b)汽轮机主汽门上、下阀座的疏水。(c)汽缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。(d)各抽汽管道上逆止门的疏水。(e)管道上低位点疏水。（d）汽轮机本体疏水。乙方应提供汽轮机疏水系统图。乙方应提供汽机本体疏水扩容器，其设计容量除考虑汽机本体疏水外，还应考虑主蒸汽、抽汽、排汽等管道的疏水。3.3.11调节保安系统采用纯电子调节系统(执行机构为液压式)，满足本电厂和全厂DCS控制要求。并能与其它机组并列稳定运行。汽轮机必须设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危急保安器至少有两套，其中一个为机械式，另一个是电子式，电子式应冗余设置。机械式危急保安器配有动作指示器，动作值为额定转速的109％～111％，乙方提供复位转速值(应稍高于额定转速)，危急遮断器滑阀动作后汽机的飞升转速<15％。危急保安器还设有可靠的动作指示器，并应设有运行中能活动危急保安器的试验装置。调节系统的迟缓率≤0.3％，转速调节不等率3％～5％，局部速度变动率≮2.0％，同步器在额定参数空负荷时保证机组在额定转速±6％的范围内变化。危急保安系统的跳闸系统应有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次起动条件时，只有按照起动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。汽机甩全负荷转速飞升转速<7％，调节系统能控制危急遮断器不动作，并维持额定转速。主汽阀速关及手动危急保安器动作至主汽阀全闭时间<1s。危急遮断器动作至主汽阀完全关闭时间<1s，同时关闭全部调节阀及回热系统抽汽逆止阀。汽轮机组应分别在主控制操作台上及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。汽机自动保护装置应能在下列条件(但不限于如下条件)下关闭主汽门、调节汽门、逆止阀，紧急停机。•当轴向位移至±0.8mm时，报警；轴向位移至±1.0mm时，轴向位移保护动作，汽机停机。•当润滑油油压力降至0.05MPa时，油压保护动作，启动交流低压油泵；润滑油压降至0.04MPa时启动直流低压油泵；降至0.03MPa时停机；降至0.02MPa时切断盘车装置。•当抽汽压力升高至5.73MPa(a)时，汽机抽汽保护动作并报警；当抽汽压力降低至5.03MPa(a)时，汽机抽汽保护动作并报警。•当排汽压力升高至1.4MPa(a)时，汽机排汽保护动作并报警，升高至1.5MPa(a)时停机。•当排汽压力降低至0.8MPa(a)时，汽机排汽保护动作并报警，降低至0.7MPa(a)时停机。•当任一轴承温度升高至90℃时，报警；当任一轴承温度升高至105℃时，保护动作并停机。•当任一轴承振动升高至125μm或突变率30μm/s时，报警；当任一轴承振动升高至254μm时，保护动作并停机。•当胀差升高至﹢3-1mm时，报警；当胀差升高至3.5-1.5mm时，保护动作并报警。•当汽机的转速升高至3090r/min时，报警；当汽机的转速升高至3300r/min时，保护动作并停机。当EH油调节油压力降至__10.5____MPa时，报警；当抗磨油调节油压力降至__9.5__MPa时，保护动作并停机。当排汽温度升至320℃时，报警。•发电机主保护动作联跳汽轮机。乙方应提供防止汽轮机进冷汽和汽水的测量和控制装置，符合ASME标准中防汽机进水的推荐措施。乙方所供的调节系统和监视保护系统应得到需方的认可。3.3.12减速箱技术要求：无3.3.13连接靠背轮(联接轴)3.3.13.1汽机与发电机的联接轴由乙方供货。乙方负责统一归口汽轮机与发电机的接口进行轴系计算，并提供汽轮机与发电机的连接图。3.3.13.2联接轴及其附件的材质、尺寸、规范能满足机组的要求。3.3.14保温和保温罩3.3.14.1乙方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向甲方提供图纸、说明及安装文件。3.3.14.2在正常运行工况下，当环境温度为37℃时汽轮机保温层表面温度不超过50℃。3.3.14.3运行时，汽轮机的保温能使汽缸上、下部分金属温差不超过50℃。3.3.14.4保温采购由甲方负责。3.3.14.5提供汽轮机发电机组的化妆板。3.3.14.5.1采取用同一噪音计测量机组隔音罩壳内外0.1m处的噪音计算降低噪音。距离机组隔音罩壳外1m处的噪音应不超过85dB(A)。3.3.14.5.2标志。在机组隔音罩壳2侧外墙上应有“汽轮发电机组”的醒目标识，字体大小与颜色等由乙方在设计阶段出具效果图并由甲方书面确认。3.3.14.3对于需拆卸部分的保温材料采用毡式保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。3.3.14.4提供汽轮机本体及附属设备所需的全部固定保温材料、用的保温钩等附件。3.3.14.5乙方应在主汽阀、调节阀、蒸汽管道和汽缸壁上焊有保温螺母。3.3.14.6设备出厂前的油漆按标准规范进行。3.3.15汽轮发电机组外形及重量边界条件重量:转子kg3900上汽缸kg11000下汽缸kg9000主汽门kg800调节汽门室kg1200总重kg33000汽机尺寸（长×宽×高）mm5230×2320×27403.4仪表和控制部分3.4.1一般要求随汽机成套供货的控制系统在两个同类型机组项目上至少有两年成功运行的业绩，适合电站生产特点，技术先进、质量优越的产品。机组在各种工况下能安全、稳定运行，监测操作方便，设备安全可靠。性能价格比高。乙方应提供完整的热工检测仪表清册及控制系统资料，详细说明对汽轮机的测量、控制、联锁、保护等方面的要求。包括P&ID图、SAMA图及逻辑图等。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。汽机本体所有测点必须设在具有代表性、便于安装检修的位置，并符合有关规定，测点数量满足对机组作安全运行监视和热力特性试验、性能考核试验的需要。就地测温，应采用双金属温度计，不得采用水银温度计。所有热电偶(K分度号)、热电阻(Pt100铂热电阻)采用双支(如有使用)，热电阻采用三线制，就地测温装置要求采用抽芯式万向双金属温度计。精度满足以下要求：热电偶精度：I级±0.4%热电阻精度：A级0.15±0.2%热响时间能满足τ0.5∠30S防护等级不低于IP65汽轮机金属壁温测量应采用铠装热电偶，其长度应可使引出线接至本体接线盒，以便安装维修。乙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都要详细说明并注明编码、安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置必须提供安装使用说明书。随机组提供的压力表、压力开关、差压开关、流量开关、液位开关等应采用三通阀和仪表导管，压力大于4MPa应配进口双一次门。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电缆。随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件均应符合国家标准，规格型号齐全，应选择符合控制监视系统要求的成熟产品。所供的仪表控制设备和控制系统应得到甲方的确认。汽轮机及随机供应的控制系统必须满足汽轮机在冷态、温态、热态及极热态等不同启动方式下自动启动、停止的控制要求及调频调峰的要求。乙方提供的所有一次仪表、控制设备的接口信号，应连接到接线盒、仪表控制箱柜的端子排上。并负责设计仪表、控制设备、盒、箱、柜的安装位置图。远传仪表、变送器采用4～20mADC标准信号，变送器应为两线制，精度不低于0.075%。远传仪表、变送器采用智能型设备，支持Hart协议。乙方若不供变送器等一次测量元件的测点，乙方应将相应测点取压导管引出，并配供一次仪表阀门。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、温度开关等选用短名单中的进口产品，报价时应提出详细清单。过程开关的接点容量至少为220VDC1A或220VAC5A；接点数量应满足控制要求，提供的重要热工保护用一次元件、过程开关等的数量均满足“三取二”的要求。甲方仅为乙方及其供货商配供的仪表及控制设备提供220VDC、220VAC、380VAC电源。配供的检测、控制、保护系统机柜及其中安装的设备、元件等能满足甲方的布置要求，即能在汽机房内的振动、噪声(包括电磁辐射)、温度、湿度等环境条件下正常工作。乙方配供的检测、控制、保护系统的监视、报警及操作装置均应能通过DCS(由其它方供货)操作员站的LCD//KB实现，乙方应对这些监视、报警及操作的全部内容、功能及操作界面等提出具体要求，并配合DCS承包商完成有关接口的设计、调试等工作。乙方提供的控制盘柜的外壳防护等级，室内为IP54，室外为IP56。盘柜的色标及安装在电子室的盘柜外形尺寸由甲方确认。现场安装的热工测量元件、执行机构、电磁阀、指示表、热工表计等的外壳等级应至少达到IP65标准。露天布置的盘柜应采用不锈钢材质钢板制作。提供的所有就地接线箱（柜）/控制箱（柜）应采用不锈钢材质钢板或喷塑制作。乙方提供的设备范围应包括：汽轮机和辅助系统连同所有需要的现场仪表和控制设备、、就地控制盘、接线盒等。DEH(包括ETS)、TSI与乙方所供的就地设备和就地接线盒的电缆由乙方负责接线图设计。乙方应提供供货范围内的所有测点布置图或测点清单及详细说明（包括型号、数量、厂家、接口资料等）。3.4.2汽轮机安全监视系统(TSI)TSI要求监测项目齐全、性能可靠，与机组同时投入运行，也可在DEH中实现。TSI系统至少具有下列功能(不限于此)：·轴振动。按机组本身要求装设，测量轴承对轴的相对振动，可提供连接指示、记录、报警和保护信号。(X、Y两个方向轴振，轴承垂直方向瓦振Z，按机组轴承数配备)·轴向位移。监测汽轮机转子和汽缸的相对位置，可提供连接指示、记录、报警和保护信号。·汽缸膨胀。测量各汽缸膨胀值，可提供连接指示、记录、报警和保护信号。·胀差。监测汽轮机转子和汽缸的相对膨胀差，可提供连接指示、记录、报警和保护信号。·具有键相功能，提供相应的信号。汽轮机安全监测保护装置所需要的机组提供的信号，由汽机厂负责协调解决，以使保护系统具有统一性和完整性。汽轮机厂负责协调与发电机在整个轴系上的监测保护点，使用相同的设备。保护装置及其输出到指示仪表或ETS、DEH、DCS的信号应准确可靠。要求该装置安全可靠，乙方应具有安装本产品的成熟经验。采用4～20mA统一输出信号，同一信号输出2路，不包括该装置本身所需的信号。并留有RS232或RS485冗余通讯接口。控制、报警、保护等接点输出，能各送出3付无源接点，容量为220AC，5A。TSI装置留有与汽机DEH、DCS、ETS等系统的接口，其形式和数量由甲方认可。随TSI配供发电机轴振或瓦振检测元件等，乙方应负责与发电机厂配合发电机轴振或瓦振检测元件的安装接口。发电机轴振的一次仪表和二次仪表由乙方供货。乙方应负责所提供的TSI设备在汽机本体上的安装设计和技术接口以及安装支架等。TSI设有冗余电源，能接受甲方提供的2路220VAC总电源，并在TSI柜内自动切换。其切换时间满足控制要求，系统所需的各种电压等级的电源由乙方负责。TSI柜内设有电源监视报警输出。3.4.3汽轮机控制系统本工程汽轮机单独配置一套DEH+ETS。DEH+ETS采用统一品牌。本工程汽轮机单独配置一套DEH+ETS，通过总线网络实现与机组DCS的无缝连接，并共享DCS的工程师站和操作员站，重要控制信号除采用通讯方式外，同时还需通过直接硬接线方式实现互通。DEH功能模块包括但不限于：转速控制功能、负荷控制功能、阀门管理功能、阀门试验功能、汽机启停甩负荷控制功能、热应力计算功能、汽轮机自起动及负荷自动控制功能、主汽压力控制功能、抽汽（排汽）压力控制功能、润滑油压低试验、超速保护控制与超速跳闸保护功能和运行中的其他监视功能。DEH系统包括微机处理单元，过程输入输出通道，数据通讯系统，人机接口，液压伺服系统和必要的就地仪表等。DEH控制系统设置冗余独立的控制器，配有1套操作员站和1套工程师站。操作员站和工程师站应为工业级计算机，采用当前成熟的主流机型，满足电厂正常运行的需要。DEH控制系统各类I/O模件应具有15%备用点，具有15%备用插槽。DEH控制系统各类I/O模件还应包括15%的随机备件，不足一件按一件考虑。DEH系统中每个模拟量输入模件点数不应超过8点，最多占用6点，备用2点(这两点不包括在总I/O点的裕量内)。每个开关量输入/输出模件点数不应超过16点，最多占用14点。DEH系统的测点中应包括各轴承金属温度、回油温度、TSI模拟量信号、EH油系统的监测和控制等。DEH机柜应能接受来自甲方的两路220VAC总电源和，乙方应在DEH机柜内实现备用自投切换，其切换时间满足控制要求，系统所需的各种电压等级的电源应由乙方负责。DEH机柜应提供DEH系统电磁阀(包括遮断回路电磁阀，EH油系统电磁阀和试验电磁阀)的电源和继电器及模件电源，每路电源应设有单独电源开关。DEH跳机回路应具备软硬件双重冗余功能。DEH系统须提供详细的电调装置功能技术说明书及其详细的控制逻辑框图、原理图和其它有关图纸资料，并提供DEH的输入/输出清单和与机组DCS的接口信号(包括通讯点)。所有图纸资料应同时提供纸版和电子版。DEH中涉及到ETS的信号均应独立且多重冗余配置，用于保护、跳闸的所有现场信号采用多重化测量（轴承振动为二取二），通过三取二或二取二逻辑选择获取，I/O点分别配置在不同输入卡上。超速保护模块应配置3套，配置合适的转速测量探头。单个I/O模件的故障，不引起系统的故障或跳闸。紧急停机按钮信号应直接接至驱动级，实现紧急停机功能。ETS功能模块监视的参数包括但不限于：超速、轴向位移大、润滑油压低、轴承振动大、胀差保护、轴瓦温度高、回油温度高、发电机电气故障、排汽压力低、DEH停机、手动停机等。涉及汽轮机ETS条件的参数信号，须具有SOE功能和首出原因功能。DEH系统应按照“失效保护”和“安全自锁”的原则进行设计，DEH设计应符合行业或国家的相关安全性标准。乙方应予以说明。本次工程DEH系统的油系统采用高压自容式系统和执行机构，DEH系统供货商除了提供为实现汽轮机DEH功能的基本软硬件（包括但不限于微机处理单元、过程输入输出通道、数据通讯系统、人机接口、液压伺服系统和必要的就地仪表等）之外，还必须配套提供一套高性能的独立油站系统（抗磨液压油）。高压EH系统应包含，独立油站系统一套，主汽门油动机及操纵座，高调门油动机等；应提供一套高压遮断模块组件，包括OPC电磁阀组件和AST电磁阀组件，所有电磁阀和压力开关要求采用进口品牌，参照的EH系统配置清单如下：EH液压系统设备清单(设计为准)序号名称备注(部分配置选型的指定要求)数量单位1高压遮断模块组件1套主要含OPC电磁阀组件OPC德国ATOS电磁阀1套AST电磁阀组件ATOS1套压力开关/套手动遮断机构1套压力表3只2EH油源1套主要含主油泵电机ABB、西门子、泵要求进口2套循环泵电机ABB、西门子、泵要求进口1套溢流阀1套管路及阀件0Cr18Ni91套压力变送器1套压力开关5套滤油器压差2套3EH电源控制柜1套4高压蓄能器组件40L1套5高调控制模块力士乐2套6高调油动机含河埒LVDT2支2套7EH油管路系统1套8EH油2桶9随机备件及专业工具1套10运输及包装1套11厂内测试软管1套12电厂现场调试服务1套DEH系统应具有机组孤网运行（带厂用电系统）的能力。3.4.3.12乙方应负责所供的DEH与DCS实现机组协调控制以及和旁路控制(如果有)的设计配合和投运，以满足机组在不同的运行状态下(启动、停机和正常运行)的安全、协调地运行。3.4.3.13所供DEH应能使汽轮机组在任何一种机组运行方式下安全经济运行。DEH系统应具手动控制、操作员自动、自动汽机控制等几种控制方式。应满足机组各种启动方式，能适应冷态、温态、热态、极热态工况下的各种启动要求。3.4.4电气部分基本要求3.4.4.1电动机（1）乙方配套电动机应满足下列总的要求：功率等级电压等级绝缘等级温升等级型式AC250kW及以上10.5kVClassFClassB全封闭，外壳防护等级不低于：IP54(室内)；IP56(室外)，直流电机的防护等级IP44250kW以下0.38kVDC各类容量0.22kV（2）电动机选择节能、高效电机。低压电动机选择YE5系列超高效率的三相异步电动机。（3）电动机效率不低于GB18613.2020标准电动机能效等级1级，或不低于IEC60034-30标准的IE3等级。产品说明资料中应包括电机制造商列出的效率档次的标识、效率数值及相关的认证。电机铭牌上的效率值（额定效率）应该大于或等于上述两个标准定义的名义效率。额定效率和IE代码都要标注在铭牌上，如：“IE2-94.0%”，效率值应保留小数一位。禁止选用国家明令淘汰的低能效电机产品。（4）电动机能在电压变化为额定电压的±10％内，或频率变化为额定频率的±5％内，或电压和频率同时改变，但变化之和的绝对值在10％内时连续满载运行。直流电动机能在电压变化为额定电压的±10％内连续满载运行。（5）低压电动机直接起动时，当电源电压降低到额定电压的55％时，电动机应能实现自启动。电动机应能承受电源切换过程中失电而不受损坏，且电动机在切换前是满载运行。（6）电动机满足现场环境全寿命运行要求。电动机具有F级绝缘，但其温升不得超过B级绝缘规定的温升值。电动机的连接导线与绕组的绝缘具有相同的绝缘等级,电动机在环境温度40℃，额定负载下长期运行，其绕组温度最高值不超过95℃，定子外表面最高温度不超过75℃，并按此温度点验收。（7）电动机采用滚动轴承时，使用一线品牌。（8）电动机电压为额定电压，频率为50Hz。当频率为额定，且电源电压与额定值的偏差不超过±10%时，电动机能输出额定功率，当电压为额定，且电源频率与额定值的偏差不超过±5%时，电动机能输出额定功率。（9）电压和频率同时变化，两者变化分别不超过5%和1%时，电动机应能带额定功率。（10）电动机适合于全电压起动，为确保电动机在欠电压下自动（热）起动，允许高压电动机自动起动电压为65％的额定电压，380V低压电动机自动（热）起动电压为55％的额定电压。（11）电动机的额定容量，应大于拖动设备轴功率的115％，制造商应在设计阶段提供电动机拖动计算书，供发包人审查且应考虑电动机应有1.10的运行系数。冷态起动不少于3次，每次间隔为5分钟。热态连续启动不少于2次，起动时间如不超过6秒，可多启动几次。（12）电动机应能在额定电压下直接启动，在不低于80%额定电压时应能平稳启动。当电压为70%额定电压时，电动机应能自动启动。启动时间不大于20秒。电动机应能承受并具有满载运行时电源快速切换过程中失电而不损坏的功能。（13）电动机应满足在冷态下连续启动不少于二次，热态下连续启动不少于一次的要求。（14）电动机在热态下应能承受150%额定电流，而不变形或损坏，过电流时间不少于30秒。（15）电动机在空载情况下，应能承受提高转速至其额定值的120%，历时2min而不发生有害变形。（16）电动机的堵转电流应经完善的技术经济比较而确定，使设计具有最低值。在额定电压下，电动机启动电流倍数不超过6倍。（17）在额定电压下，最大转矩对额定转矩之比的保证值为1.6倍。（18）在额定电压下，电动机起动过程中最低转矩的保证值应不低于0.5倍堵转转矩的保证值。（19）电动机的冷却方式：IC411。（20）在额定电压、额定频率时，功率因数的保证值在0.85以上；效率的保证值在97％以上。（21）电动机应能承受从正常工作电源快速切换和慢速切换到另一个电源时施加在电动机上的扭矩和应力。3.4.4.2电气控制箱（1）供方配套的电气控制箱应满足优质耐用、防水、防尘、防潮、防盐雾腐蚀等的要求。柜体及柜门均采用不锈钢板或喷塑制作，钢板厚度均不低于2mm，控制柜防护等级不低于IP56，绝缘等级F级。并设密封门(门上有玻璃观察窗和锁把手)，显示、操作设备安装于箱柜内的安装板或内门上，制作和安装工艺应精致美观。（2）箱内回路的导线均选用多股铜绞线，绝缘电压不低于500V，箱内连线截面不小于1.5mm2导线，电流及电压回路不小于4mm2，导线两端均要标以编号，导线任何的连接部分不能焊接。对外引接电缆均应通过端子排。（3）供方配套的电气控制箱内所配电气控制元件应选用经过鉴定的优质产品，严禁使用已经淘汰的产品。（4）就地控制箱内的断路器或接触器、继电器等，除了箱内接线已经使用的接点，所有接线未使用的备用接点应引接至端子排上，以供现场可能的接线修改使用。（5）当控制箱内并存强电动力回路、强电控制回路和弱电控制回路时，供方应将各种回路关联的控制器件、端子排和连接导线分隔布置，采取防止强电回路干扰弱电信号回路的措施，利于运行、检修安全。（6）控制箱内的端子排布置应考虑现场接线方便，易于检修。除了接线必须使用的端子排以外，并应提供20％的备用端子。所有用于外部连接的端子，包括备用端子在内全部采用压接型端子。箱内外接导体端子必须满足正常工作电流，并能承受不低于柜内电气元件的短路耐受电流。动力回路接线端子应与设计院配合动力电缆的线径，以满足动力电缆接线。端子排组应有端子排编号予以标识。要求所有的电缆及接头应有防进水措施。（7）供方应提供就地控制箱结构图、原理图、端子排接线图、设备明细表等（含CAD2004电子版图纸资料）给设计院，经设计院确认后方可生产。3.4.5汽轮机盘车控制装置汽轮机盘车控制装置由乙方成套供货。该装置除能在就地对盘车进行启停和必要的硬联锁保护外，还留有与DCS的电气控制接口，(包括远方启停指令信号、电机电流、启停过程中的各种状态信号)，使运行人员在控制室不用到就地就能对盘车进行启/停控制和状态监视。甲方提供380/220VAC电源。3.5随机供应阀门的要求本技术协议中包括了汽机本体及附属设备所使用各种阀门，乙方提供的阀门均应符合国家标准或ANSIB16.34或ANSIB31.1以及AWWA标准。阀门的选用等级及工作参数应根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准。所有阀门及附件都应操作灵活，开启、关闭速度稳定、灵活，阀门严密不漏。并应达到不需解体的安装条件。所有控制用调节阀，均应提供电动或气动装置接线图、调节特性曲线及配备有关附件，并提供调节特性参数表和设备图纸。为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门部都应设置过力矩开关和终端开关，并在开闭方向上各有两对常开、闭接点。每只阀门都应带有就地开关设备，还应在阀门上明确标明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，应带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道上必须设有快速关闭的逆止阀。当用于公称压力大于4.0MPa压力表或压差表的一次门应装设双一次门。凡是由于热力过程的需要、启动或停机时经常操作、安装位置工作条件很差、以及公称压力大于2.45MPa.a且公称直径大于300mm的阀门，公称压力小于0.98MPa.a且公称直径大于600mm阀门，均须设有智能型电动操作机构。为防止阀门在开启或关闭时过调，所有电动阀门都应设置过力矩闭锁开关和终端开关，终端开关应为开闭方向各有二对常开、常闭接点。其接点容量至少为220VAC，5A或220VDC，1A。应具有断信号、断电源保护功能，具有智能定位器功能，能够接受DC4～20mA控制信号，并能提供DC4～20mA阀位反馈信号。原则上高温超高压阀门、特殊用途阀门及其气动疏水阀（含执行机构）要求进口。电动执行机构选用国产优质产品阀门配供相关厂家智能产品。乙方列出各阀门的技术参数，选型规范、数量及推荐至少3个制造厂家，列出详细清单，由乙方确认。各级抽汽逆止阀执行机构的安装型式由甲方认可。乙方提供阀门清单，清单至少包括阀门名称、用途(所在管道)、压力温度等级、材料、规格、驱动方式、泄漏等级、件数、产地和制造厂等。油系统阀门选用不锈钢材质的阀门，压力等级比工作压力高一级。3.6材料根据技术要求选择适用的汽机本体及辅机制造材料是制造厂家的责任。投标书中应按有关国标或有关制造厂选用的标准(如ASTM，AISI，ASME，SAE等标准)标出材料型号，当没有这些牌号时，应标明材料制造厂家，材料的物理特性、化学成份。乙方应提供材料检验记录的副本。汽轮机零部件的材料应根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等的要求，合理选用材质制造，乙方应在标书中加以说明。汽轮机各部件及部套所采用的材料应符合高温超高压抽汽背压式汽轮机的设计规范。3.7安装和检修的要求乙方应随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。乙方随机提供监控系统安装调试及检修所必须的仪器仪表等专用工具。在汽缸、阀门和导汽管外壳上应设置手柄、挂耳或其他装置：重量超过20公斤的汽轮机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，应另配置起吊、卸放和支承装置，以便于安装和检修。汽轮机应配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。抬轴装置应切实可用(主要指不揭盖时)。汽轮机径向汽封，端部汽封和隔板汽封的结构应能调整间隙。汽轮机汽缸等重要部件，应设有用以进行部件金属材料性能试验的取样部位。在各种运行情况下，与汽轮机本体部分连接的蒸汽管路所产生的推力，不应影响汽轮机的安全运行。汽轮机出厂时必须做到内部清洁，特别是轴承箱、减速箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内应彻底清理干净，并妥善防锈。汽轮机应具备有调整危急保安器动作转速的手孔。汽轮机应考虑必要的防火设备及防火措施，汽轮机油系统管道及轴承座不应漏油渗油，轴承结构应避免油烟沿轴外逸。4技术数据表4.1汽轮机本体型式：高温超高压双背压机组制造厂：沂源县华阳能源设备有限公司型号：SB10-12.7/5.43/1.1配汽方式：单个进汽口进汽转速：3000r／min转向(从汽轮机向发电机看)顺时针抽汽级数：1特性数据：汽机本体特性数据表4.1.8-1工况额定工况75%工况50%工况最小稳定运行工况最大运行工况进汽量t/h1501208060165高背压压力MPa.a5.435.435.435.435.43高背压温度℃418427439.9442.3417.7高背压t/h11388.9349.2530.4126.8低背压排汽量t/h34.76229.129.129.137.65低背压排汽温度℃254266280.6293.3256低背压排汽压力MPa.a1.11.11.11.11.1锅炉给水温度℃158158158158158功率MW10.57.755.154.111.6额定工况相对内效率%74.771.366.363.375额定工况设计汽耗kg/kW.h14.2815.4815.5314.6314.22汽机考核热耗工况热耗值kJ/kW.h3767.93771.73802.63826.13670.5额定高背压参数：流量：113t/h压力：5.43MPa(a)温度：418℃汽轮机允许最高背压值1.4MPa(a)冷态起动从空负荷到满负荷需要的时间180min轴系扭振频率18327591Hz轴系临界转速：一阶转速3950r/min二阶转速10500r/min汽轮机外形尺寸5.23×2.32×2.74m机组总长(包括罩)5.23mm机组最大宽度(包括罩壳)2.5mm汽缸排汽口数量及尺寸1个/×φ250mm高背压汽口数量及尺寸___1___个/×φ___250___mm设备最高点距运转层高度2740mm汽机叶片级数及末级叶片有关数据：(1)转子：约14级，其中高背压抽汽口在9级。(2)末级叶片长度：22mm(3)次末级叶片长度：22mm(4)末级叶片环形面积：10393.55cm2汽轮机主要部件材质和性能：序号部套名称材质备注1喷嘴1Cr11Mov/1Cr132调节级动叶1Cr11Mov3压力级导叶1Cr11Mov/1Cr134压力级动叶1Cr11Mov/1Cr135导叶持环1Cr11Mov6转子30Cr1MoV7汽缸15Cr2Mo1、15Cr1Mo8汽缸中分面螺栓20Cr1Mo1VNbTiB/25Cr2MoVA9主蒸汽进汽管连接螺栓12Cr1MoVG重量(1)转子(每个转子)：3900kg(2)上汽缸(每个上缸)：11000kg(3)下汽缸(每个下缸)：9000kg(4)总重：33000kg行车吊钩至汽轮机中心线的最小距离：(1)带横担时：5m(2)不带横担时；4.5m转子的转动惯量：324Kg.m²CD2：轴瓦轴瓦号轴颈尺寸直径、宽度mm轴瓦型式轴瓦受力面积cm2比压kPa失稳转速r/min设计轴瓦温度℃设计回油温度℃对数衰减率1200×160椭圆瓦32050045006555/2200×120椭圆瓦24075045006555/3200×155椭圆瓦310121045006555/选用椭圆型四油锲轴瓦、椭圆型二油锲轴瓦或可倾斜轴瓦。临界转速，按轴系、轴段分别填写轴段名