56号机组2X1000MW汽轮机技术规范书

广东华厦阳西电厂二期5、6号机组（2X1000MW级）工程汽轮机设备技术规范书招标方：阳西海滨电力发展有限公司投标方：设计方：广东省电力设计研究院2013年10月目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章技术规范11总则11.1基本要求11.2工程概况21.3主要技术规范71.4设计条件81.5设计制造技术标准91.6关于技术支持方责任及业绩112技术要求112.1汽轮机本体性能要求112.2汽轮机本体结构设计要求182.3汽轮机本体仪表和控制302.4凝汽器（N/A）602.5低压加热器（N/A）602.6随供阀门的要求602.7材料612.8安装和检修的要求623性能保证和验收试验623.1性能保证623.2性能验收试验634质量保证635包装、标志、运输及保管646检验与验收667技术数据表677.1汽轮机本体677.2启动参数737.3运行参数767.4接口允许受到的力和力矩767.5汽轮机辅助系统777.6汽轮机主要数据汇总表927.7热工检测及控制设备技术参数978设计分工99第二章供货范围及清单1021一般要求1022供货范围及清单103第三章设备、技术文件和图纸的交付计划1381设备交货计划1382资料提供总则1383资料提交的基本要求1394主机图纸资料清单140第四章设备监造(检验)和性能验收试验1481概述1482工厂检验1483设备监造1484性能验收试验1535仪表及控制系统试验和验收1546进口设备在国外验收156第五章技术服务和联络1571投标方现场技术服务1572培训1593设计联络会1604进口设备在国外验收161第六章分包商/外购部件情况162第七章大（部）件情况163第八章差异表164第九章罚则165第一章技术规范1总则1.1基本要求1.1.1本规范书适用广东华厦阳西电厂二期5、6号机组（2×1000MW）工程，它包括汽轮机本体及其控制调节装置、辅助设备的功能设计、结构、性能、制造、安装和试验等方面的技术要求，汽轮机的总体性能由投标方总负责。1.1.2本规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方保证提供全新的、优质的、符合本规范书以及相关国家与行业标准的成套产品，并且满足国家有关安全、卫生、环保等强制性标准的要求。1.1.3如果投标方在投标阶段对本规范书有偏差意见，无论多少或多微小，都必须以书面形式对本规范书的条文提出差异表，否则招标方认为投标方提出的产品应完全符合本规范书的要求。1.1.4招标方如有本规范书以外的要求，以书面形式提出，双方确认后作为技术规范书的附件，具有与技术规范同等的效力。1.1.5在签订合同之后，招标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。投标方应满足并遵守这些要求且不另外增加费用。1.1.6本规范书所使用的标准如遇与投标方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。1.1.7投标方对供货范围内的成套系统的设备(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。由投标方负责分包(或对外采购)的设备需要具有600MW或以上机组的使用业绩，且分包(或对外采购)的产品制造商应事先征得招标方的认可。对于投标方配套的控制装置、仪表设备，投标方提供与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。1.1.8合同签订后3个月内，按本规范书要求，投标方提供合同范围内设备的设计、制造、检验、工厂试验、装配、安装、调试、试运、验收、性能试验、运行和维护等标准及规范的清单给招标方。1.1.9本工程采用KKS标识系统。投标方在中标后提供的技术资料(包括图纸)和设备标识必须有KKS编码。具体标识原则、方法、内容和深度要求由招标方提出，在设计联络会上讨论确定。1.1.10本规范书经投标方与招标方双方共同确认签字后作为订货合同的技术附件，与订货合同正文具有同等效力。1.2工程概况广东华厦阳西电厂规划装机容量6520MW(2×600MW+2×660MW+4×1000MW)，分两期建设。其中一期工程的首两台机组已于2009年投产发电，目前正在进行一期工程#3、#4机组的建设，两台机组计划于2013年底投产发电。本工程为阳西电厂的二期工程，拟建4台（#5-#8）1000MW级超超临界燃煤发电机组。本工程先建的2台机组（#5、#6）计划分别于2015年09月和2015年12月投产。1.2.1厂址所在地阳西电厂位于阳西县南部的溪头镇，龙高山南麓青湾岭东侧，东、南临海。二期厂区在一期扩建端侧。厂址部分区域落在岸边海床上，海上场地起伏不大，标高在-1.3m～-8.3m之间，陆上为滨海丘陵，大石脚、织布牢、黄牛头几座小山丘沿海岸线由北至南，向东突入南海，高度均在20m～30m左右，由西向东倾斜。陆域除部分防风林外，多为荒地，厂区的东南角已至6m水深线，距10m水深线约400m，离岸边东面2km是双山岛。本工程用地位于3、4号机组的北侧，电厂1~4号机组建设时已将其平整至设计标高。1.2.2厂址的地震动反应谱特征周期为0.35s(未考虑场地类别调整)，设计基本地震加速度值0.10g(g为重力加速度1.2.3交通运输1.2.3.1陆路交通阳江市水陆交通便利，325国道一级公路、广湛高速公路、广东西部沿海高速公路和三茂铁路横贯东西，站港（阳春火车站—阳江港）公路、阳阳（阳春火车站—阳江港）铁路纵连南北，陆路距广州247km，距湛江230km，距珠海160km。1.2.3.2水路运输阳江港港口自然条件好，港池水域宽达18km2，港池平时水深10m以上，涨潮可达14m，主航道最窄处宽150m，自然水深9m，涨潮可达13m。水路距出海口8nmile，东距香港165nmile，广州200nmile，西距湛江110nmile。阳江港目前已建成万吨级杂货码头泊位2个，总长308m，设计能力100kt/a。港口还建有万吨级泊位油码头1个，设计能力1000kt/a。配套有50kt储油库和1.2.4水文气象条件阳江市位于广东省西南部，南临南海，地表水资源丰富，但在时空分布上很不均匀。个别年份会出现连续枯水年，年内则以4~9月的降水及径流较丰富，其它月份较枯。漠阳江干流及中、上游山区降水及径流较丰富。阳西县境内虽然降雨较多，但多为源短流急、独流入海的小河，水资源利用条件较差。表1.2.4.1阳江气象站多年统计各气象要素特征值表1月份项目123456789101112全年平均气温(℃)14.715.418.722.426.027.428.127.826.824.020.016.322.3平均气压(hPa)1017.91016.11013.51010.21006.51003.41003.01002.61006.41011.91015.81017.91010.4平均相对湿度(%)73818587868685858276717081最小相对湿度(%)91313213025cv332920151277平均降水量(mm)36.467.985.8236.8404.8423.1335.1372.5256.286.244.632.42381.8平均风速(m/s)2.93.13.13.02.82.72.72.32.42.72.72.72.8表1.2.4.2阳江气象站多年统计各气象要素特征值表2序号项目参数基本风压0.85kN/m2历年极端最高气温37.5℃(1990历年极端最低气温-1.4℃(1955历年最大一日降水量405.5mm(1957年历年最大一小时降水量122.6mm(1970年历年最大十分钟降水量37.3mm(1970年历年十分钟平均最大风速28.0m/s，相应风向NNE。(1976年多年平均雨日数为175d多年平均雷暴日数为90d多年平均冰雹日数为0.1d多年平均雾日数为16d多年平均大风日数为4d多年平均霜日数为2d多年平均晴天日数为34d多年平均阴天日数为201d阳江气象站累年统计(各风向玫瑰图附后)主导风向为NE，风向频率为17％；静风频率较高，为15%1.2.5水源电厂二期工程淡水水源采用淡化海水，并利用一期工程已建成的以长角水库地表水为水源的供水系统作为淡水补充水源。1.2.6循环冷却水系统厂址滨临青湾东面海区，属南海海域。电厂循环冷却水采用直流供水系统，取南海海水。厂址南方海域水深条件较好，－5m水深线离岩岸约50m，－10m水深线离岩岸约150m。1.2.7汽轮机汽水品质1.2.7.1进入汽轮机蒸汽品质要求如下：项目 单位 标准值二氧化硅 μg/kg ≤10电导率(25℃) μS/cm ≤钠 μg/kg ≤3铁 μg/kg ≤5铜 μg/kg ≤21.2.7.2汽轮机凝结水品质要求如下：项目 单位 标准值总硬度 μmol/L ≈0二氧化硅μg/L ≤10电导率(25℃)μS/cm≤钠μg/L ≤3铁 μg/L ≤5铜 μg/L ≤2出口凝结水含氧量μg/L ≤201.2.8厂用电系统电压：中压：中压系统暂定为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(暂定)。低压：低压交流电压系统（包括保安电源）为380/220V、三相四线、50Hz；额定值200kW及以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相230V。直流控制电压为110V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围从100V到120V。应急直流油泵的电机额定电压为220V直流，与直流蓄电池系统相连，电压变化范围从192V到248V。设备照明和维修电压:设备照明应由单独的400/230V照明变压器引出。维修插座电源额定电压为400V、70A、三相、50Hz；单相230V、20A。1.2.9热力系统及相关设备1.2.9.1主汽、再热及旁路蒸汽系统主蒸汽系统：主蒸汽管道从过热器出口集箱接出两根后，两路主蒸汽管道在汽轮机机头接入主汽门，在靠近主汽门的两路主蒸汽管道上设有相互之间的压力平衡连通管。再热蒸汽系统：再热冷段管道由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后直至锅炉前分为两路进入再热器入口联箱。再热热段管道从再热器出口集箱接出两根后，两路分别接入汽轮机左右侧中压联合汽门，在靠近中压联合汽门的两路管道上设有相互之间的压力平衡连通管。冷再热蒸汽作为给水泵汽轮机在机组启动和低负荷时的备用汽源，同时还作为辅助蒸汽系统的汽源之一。汽机旁路系统采用高、低压串联两级旁路。旁路容量暂定高压旁路采用带安全阀功能100%容量的三用阀，低旁暂定65%容量（BMCR）。1.2.9.2回热系统汽轮机采用八级非调节抽汽。1、2、3级抽汽分别供给三台高压加热器，高压加热器暂按双列布置考虑，每级高加由两个50%容量的高压加热器组成。4级抽汽供给除氧器，4级抽汽还作为给水泵汽轮机正常运行汽源及辅助蒸汽系统汽源。5、6、7、8级抽汽分别供给四台低压加热器。同时本工程在锅炉侧设置低温省煤器，用于加热凝结水，低温省煤器在回热系统中的布置方案待设计联络会确定。为防止汽轮机超速和进水，除7、8级抽汽管道外，其余管道上都设有气动止回阀和电动隔离阀。1、2、3级抽汽管道母管和至每列高加的支管上均设有气动止回阀；5、6级抽汽管道上设置一个气动止回阀，4级抽汽总管上设置两个同口径气动止回阀，2级抽汽布置于高排止回阀后。1.2.9.3加热器疏水系统正常运行时，高压加热器的疏水均采用逐级自流疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，三级双列高压加热器（内设蒸汽冷却段和疏水冷却段），一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统。1.2.9.4给水系统给水系统采用单元制。每台机组设置两台50％容量汽动给水泵。高压加热器暂按双列布置考虑，双列高加可只设一组50％容量的大旁路系统，高加故障时，切除故障高加所在列，投用旁路。给水系统还为再热器减温器、过热器减温器及旁路系统提供减温水。给水泵汽轮机布置于汽机房运转层，排汽进入主汽轮机凝汽器（暂定）。1.2.9.5凝结水系统凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，每台机暂按2×100％凝结水泵考虑，一运一备。从凝汽器出来的凝结水分别经过凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器、低加疏水冷却器和4台低压加热器进入除氧器。设有凝结水贮存水箱和输送泵，为凝结水系统提供补水和启动注水，同时也作为凝汽器热井水位控制的补水和贮水。1.2.10设备使用条件1.2.10.1机组运行方式 定一滑－定方式运行1.2.10.2负荷性质 带基本负荷并有30%～100%TMCR负荷调峰运行的能力1.2.10.3机组布置方式：汽轮发电机组为室内纵向顺列布置。从机头向发电机方向看，润滑油系统为右侧布置。机头朝向扩建端。1.2.10.4机组安装检修条件：汽机房运转层标高15.5m（暂定）；汽机房夹层标高7.1m（暂定）；桥式起重机轨顶标高：29.4m（暂定）。1.2.10.5循环冷却水系统凝汽器循环冷却水采用海水直流循环冷却系统，设计温度24℃；设计最高水温33℃。设计压力0.4MPa(g)1.2.10.6凝汽器背压：双背压，在设计气象条件及主机设计工况下，汽轮机平均背压5.88kPa(a)；在10%气象条件及主机TRL工况下，汽轮机背压为11.8kPa(a)。1.2.10.7压缩空气系统仪用压缩空气通常清洁、干燥、无油，压力范围为0.6至1.0MPa(g)。1.2.10.8冷却水系统汽机有关设备及其辅机冷却水采用闭式循环冷却水系统，冷却水水质为除盐水，冷却水水量按最高工作温度选取，冷却水应全部回收。闭式循环冷却水系统初步设计参数如下：系统名称设计压力(MPa)最高工作温度(℃)水质闭式循环冷却水0.938除盐水1.3主要技术规范汽轮机型式：超超临界参数、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、八级回热抽汽、双背压凝汽式。1.3.1主要技术参数1.3.1.1铭牌功率（夏季工况）下参数额定功率MW 额定主汽门前压力MPa（a） 2827.00额定主汽门前温度℃ 600额定再热汽阀前温度℃ 6206101.3.1.2最大连续功率（TMCR）下参数功率MW 主汽门前压力MPa（a） 2827.00主汽门前温度℃ 600再热汽阀前温度℃ 6206101.3.1.3阀门全开（VWO）功率下参数功率MW 主汽门前压力MPa（a） 2827.00主汽门前温度℃ 600再热汽阀前温度℃ 6206101.3.1.4阀门全开（THA）功率下参数功率MW 主汽门前压力MPa（a） 2827.00主汽门前温度℃ 600再热汽阀前温度℃ 6206101.3.2加热器（包括除氧器）级数 1.3.3给水温度（铭牌工况）℃ 1.3.4工作转速r/min 30001.3.5旋转方向（从汽机向发电机看） 1.3.6持续允许系统周波摆动Hz 48.5～51.51.3.7从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置（暂定）。1.3.8给水泵为每台机组配置2x50％BMCR容量汽动给水泵。其中汽动给水泵设置前置泵，前置泵采用电动驱动。1.3.9本招标文件压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力。1.3.10投标方应对主机参数选择、汽机本体设计等方面的差别作出专题说明；还应对同容量、有订单或在制汽轮机与投标汽轮机的异同作出专题说明。1.4设计条件1.4.1一次再热与三级高压加热器和（内设蒸汽冷却段和疏水冷却段），一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流（或低加疏水泵回流凝结水系统方式）。汽机两个低压缸排汽排入凝汽器。1.4.2第四级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机及厂用辅助蒸汽系统。驱动给水泵汽轮机的启动/备用汽源采用低温再热蒸汽。1.4.3进入汽轮机蒸汽品质如下：钠≤3μg/kg二氧化硅≤10μg/kg氢离子电导率25℃≤0.15μs/cm铁≤5μg/kg铜≤2μg/kg1.5设计制造技术标准1.5.1汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为：1.5.1.1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。1.5.1.2在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足最新版的国家标准和相关行业相应标准规范。1.5.1.3在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足有关安全、环保及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。1.5.1.4如果本招标文件中存在某些要求高于上述标准，则以本招标文件的要求为准。1.5.1.5在不与上述标准、规范（规定）相矛盾的条件下，可以采用行业标准。1.5.1.6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ASMEPTC6-2004，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℃，0～100MPa的水和蒸汽特性图表或IAPWS-IF97规定的水和蒸汽特性图表。1.5.2投标方设计制造的设备执行下列标准的要求：AISC 美国钢结构学会标准AISI 美国钢铁学会标准ANSI 美国国家标准ASME 美国机械工程师学会标准ASTM 美国材料试验学会标准AWS 美国焊接学会AWWA 美国水利工程学会API 美国石油学会标准ASNT 美国无损检验学会标准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SD (原)水利电力部标准DL 电力行业标准JB 机械部(行业)标准JIS 日本工业标准NF 法国标准ECCC欧洲蠕变合作委员会要求（2005年版）1.5.3除上述标准外，投标方设计制造的设备还应满足下列规程的有关规定(另有规定的除外)：电力行业标准《火力发电厂职业安全设计规程》DL5053-2012电力行业标准《火力发电厂职业卫生设计规程》DL5454-2012电力行业标准《电力建设施工技术规范第3部分：汽轮发电机组》DL5190.3-2012电力行业标准《电力建设施工技术规范第5部分：管道及系统》DL5190.5-2012原电力部《火电工程启动调试工作规定》国标《大中型火力发电厂设计规范》GB50660-2011国标《电厂动力管道设计规范》GB50764-2012电力行业标准《火力发电厂汽水管道设计技术规程》DL/T5054-1996国标《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（2002年9月28日发布）如在发标时，国家、行业颁布了新标准、规范，则相应执行最新版本的有关规定。1.5.4如上述标准之间有矛盾时，按较高的标准执行。1.5.5投标方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，投标方应将这些矛盾之处在投标文件中说明，并提交给招标方，由招标方确认。1.5.6投标方应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。1.5.7KKS编码要求本工程采用统一的KKS编码标识系统，编码范围包括投标方所供系统、设备、主要部件和构筑物。投标方在设计、制造、运输、安装、试运及项目管理的各个环节使用KKS编码。KKS编码由投标方负责编制，编码原则及深度要求由招标方提供，设计联络会内容包括协调编码使用的规范、完整、统一。1.6关于技术支持方责任及业绩技术支持方负责汽轮机设计，关键部件制造供货并在制造、安装、调试方面对投标方提供指导和服务；技术支持方还应对汽轮机的质量及性能保证负责。投标方应详细阐明技术支持方所承担的责任，以及相同或接近机型的业绩。2技术要求2.1汽轮机本体性能要求2.1.1汽轮发电机组应能在下列条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出铭牌功率MW(当采用静态励磁、电动主油泵时，应扣除各项所消耗的功率)，此工况称为铭牌工况(TRL工况)。此工况下的进汽量称为铭牌工况进汽量。(1)额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；(2)汽轮机低压缸排汽背压为11.8kPa(a)；(3)补给水量为1.5％；(4)额定给水温度：(5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6)汽动给水泵满足额定给水参数；(7)在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压时，发电机效率为99%。2.1.2汽轮机进汽量等于铭牌工况进汽量，在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率(当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率)称为最大连续输出功率。此工况(即汽轮机TMCR工况)下发电机输出功率MW。(1)额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；(2)汽轮机低压缸排汽背压5.88kPa(a)；(3)补给水量为0％；(4)所规定的给水温度；(5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6)汽动给水泵满足规定给水参数；(7)在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压时，发电机效率为99%。2.1.3汽轮发电机组应能在调节阀全开，其它条件同2.1.2时，汽轮机的进汽量应不小于103％的铭牌工况进汽量，此工况称为调节门全开(VWO)工况。投标方应提供该进汽量并呈述理由，提供机组一个大修周期内老化因素及老化曲线。2.1.4当机组功率(当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率)为铭牌功率(MW)时，除进汽量以外其它条件同2.1.2时称为机组的热耗率验收(THA)工况。2.1.5汽轮发电机组应能在高压加热器全部停运时，除进汽量不同及部分回热系统不能正常运行外，其它条件同2.1.2时应保证机组能输出铭牌功率。2.1.6汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况：(1)汽轮机轴系，应能承受发电机及母线突然发生两相、三相短路、线路单相短路快速重合闸、非同期合闸时所产生的扭矩。投标方应提供上述工况下可能产生的最大扭矩及能承受的扭矩，具体数值为：。当电网要求汽轮机具备快关功能时，汽轮机转子、发电机转子及联轴器应该能承受快关动作所引起的扭矩。(2)投标方应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：分钟(应不小于15分钟)。(3)汽轮机冷态启动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。允许时间为。(4)汽轮机能在低压缸排汽温度最高为℃下长期运行。投标方应提供高、低压缸排汽温度最高允许运行值，分别为：℃，℃。2.1.7投标方对不允许运行及不允许长期连续运行的异常工况及允许的持续时间，应在投标书中有明确的详细规定，并在汽机说明书中做出说明。2.1.8汽轮机的零部件(不包括易损件)的设计使用寿命应大于30年，在其寿命期内应能承受下列工况，总的寿命消耗应不超过75%。(1)冷态启动(停机超过72小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40％)200次；(2)温态启动(停机在10至72小时之间，汽缸金属温度约在该测点满负荷值的40％至80％之间)700次；(3)热态启动(停机不到10小时，汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80％)3000次；(4)极热态启动(机组脱扣后1小时以内，汽缸金属温度接近该测点满负荷值)300次；(5)负荷阶跃＞10％额定负荷(TMCR)/min12000次；投标方应给出在各种运行方式下机组寿命消耗的分配数据表及高中压转子的寿命消耗曲线，并提供寿命消耗计算的依据，保证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。2.1.9汽轮机运行模式：2.1.9.1机组半年试生产后，年可利用小时数不应小于6500小时，年平均可运行时数不小于7800小时。由汽轮机导致的强迫停机率＜0.5％，由汽轮机导致强迫停机率计算公式：强迫停机率＝汽轮机导致的强迫停运小时×100％运行小时＋强迫停运小时2.1.9.2机组运行模式符合以下方式：负荷每年小时数100％420075％212050％118040％3002.1.9.3制造厂应给出汽轮机的两次大修及小修之间的间隔。大修间隔不得小于6年。2.1.10机组的允许负荷变化率应为：(1)在50％～100％TMCR负荷范围内不小于5％/每分钟(2)在30％～50％TMCR负荷范围内不小于3％/每分钟(3)30％TMCR负荷以下不小于2％/每分钟(4)允许负荷阶跃＞10％TMCR负荷/每分钟2.1.11机组在整个寿命期间内能在周波48.5～51.5Hz的范围内持续稳定运行，投标方应提供机组在整个寿命期内的周波允许变化范围及允许运行的时间，且应优于IEC标准。2.1.12从VWO工况到最小负荷，汽轮机应能与锅炉协调运行，且应能满足启动方式的要求。投标方应允许汽轮机的主蒸汽及再热蒸汽参数在以下范围内运行：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≤1.00P0保持所述年平均压力下允许连续运行的压力≤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冷再热蒸汽压力≤1.25P1主蒸汽及再热蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度≤1.00t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+28℃*不允许值＞t+28℃*表中：P0额定主汽门前压力MPa(a)Pl额定冷再热蒸汽压力(THA工况)MPa(a)t额定主汽门前、再热汽阀前温度℃ *：请投标方确认设备材料是否可承受此温度。2.1.13主蒸汽、再热蒸汽采用二根平行管道供汽，投标方应分别给出机组在启动和正常运行时二根管道中的蒸汽温度的允许偏差值，应能承受17℃的持久性最大允许温度偏差。并提供短时间能承受的最大温差及时间。2.1.14投标方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、油系统、联轴器等负责统一归口。汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应与工作转速避开-10％至+15％的区间。轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速和进行超速试验转速，投标方应提供轴系各临界转速值。还应提供轴系扭振自振频率，在工频和二倍工频±10%范围内无扭振自振频率。2.1.15汽轮机在所有稳定运行工况下(转速为额定值)运行时，在任何轴承座上所测得的双振幅绝对振动值应不大于0.025mm，在任何轴颈上测的双振幅相对振动值应小于0.05mm。各转子及轴系在通过临界转速时，任何轴承座双振幅绝对振动值不大于0.076mm，任何轴颈双振幅相对振动值应小于0.15mm。轴承和轴颈振动的测量装置由投标方提供。投标方应保证机组前述振动值不随负荷、真空或配汽方式变化而相应增大。投标方应提供各轴承形式、主要数据及瓦型、失稳转速等，对于对数衰减率应说明所采用的计算公式和判别准则。投标方应提供安装扬度曲线，并分别说明冷态标高中考虑的因素及采用的数值。不应考虑现场动平衡解决投标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，则由投标方负责发电量的损失。汽缸的设计应考虑不揭缸就能在转子上加装动平衡块。2.1.16当汽机负荷从100％甩至零时，汽轮发电机组应能自动降至并稳定于同步转速。汽轮机飞升转速不大于107%额定转速。主汽压力也降到变压运行的负荷—压力曲线的相应值。2.1.17在可能的不正常环境条件下或凝汽器冷却水系统发生故障(例如水温升高、单循泵或凝汽器单侧运行等)，机组应能在MPa(a)高背压下运行，且应说明在负荷及时间上有何限制。投标方还应提供机组在额定负荷下运行时允许的最大背压值。2.1.18当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，投标方应提供发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间，至少具有1分钟无蒸汽运行能力，而不至于引起设备的任何损坏。2.1.19做超速试验或机组甩负荷引起超速时，汽轮机危急保安器应能在110％额定转速以下动作跳闸，这时任何部件都不应超应力，在任何轴颈上所测得的双振幅相对振动值应不大于0.076mm。汽轮发电机整体轴系的稳定安全性计算由汽轮机制造厂负责。2.1.20汽轮机各项设计性能数据应达到当代国际先进水平，应具有先进的气动性能和最高的缸效、有良好的运行灵活性、高度的安全可靠性以及在偏离设计点的低负荷还具有较高的缸效。提供在各个工况下的各个汽缸的内效率值，并提供在TMCR工况下的过程膨胀线。2.1.21提供汽机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，在THA工况下从额定负荷到与锅炉最低负荷相配合的滑压和定压运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。曲线中至少应包括主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量以及机组的转速、负荷变化等。2.1.22投标方应提供汽轮机的起停方式和必要的运行数据。2.1.23热耗率保证值(1)机组THA工况的保证热耗率应不高于如下值：kJ/kW.h。(2)投标方按下式计算汽轮发电机组在THA工况条件下的热耗率(不计入任何正偏差值)。汽轮发电机组热耗率=式中：Wt主蒸汽流量kg/hWr再热蒸汽流量kg/hHt主汽门入口主蒸汽焓kJ/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kW当采用静态励磁、电动主油泵时各项所消耗的功率以上公式是指未使用减温水的工况，如使用时应予修正。投标方应按下列条件计算保证热耗率：给水泵效率84%给水泵汽轮机效率83%再热系统压降8%1、2、3段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5%凝汽器压力KPa(a).加热器端差参考下表(加热器号按抽汽压力由高至低排列)1#高加2#高加3#高加5#低加6#低加7#低加8#低加上端差℃-1.7002.82.82.82.8下端差℃5.65.65.65.65.65.65.6投标方应提供在各工况下的给水泵汽轮机负荷。投标方应提供附详细数据(包括流量、功率、压降、端差、温升、焓值等)的热平衡图，修正曲线及有关说明。还应提供进行热耗值的测量、计算、修正时用的有关规程、规定。热耗试验标准采用ASMEPTC6-2004。投标方在投标时应提供已运行的、参数与本工程相近的、由投标方供货的汽轮机的实测热耗率数据并提供相应实际工况下的热平衡图。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，应在投标文件上注明，并说明所对应的异常工况及相应工况的热平衡图。2.1.25高压加热器、低压加热器不属主机配套设计，卖方在汽机热平衡计算时，提出各种运行工况下各加热器端差和参数。2.1.26VWO工况应作为汽轮发电机组及辅属设备等设计选择的基础。2.1.27距汽轮机外壳外1米，汽机运转层上1.2米高处的假想平面处所测得的噪声水平应不大于85dB(A)。噪声测量方法按IEC1063:进行。2.1.28在如下情况下汽机应能长时间安全运行:a.全部高加退出.b.全部低加退出.c.任一凝汽器半边运行.2.2汽轮机本体结构设计要求2.2.1一般要求(1)投标设备要满足技术先进、成熟可靠的要求，可采用引进技术、合作制造等多种方式进行,并须由外方负责技术支持和性能保证。投标设备的性能和质量由投标方对招标方进行保证，引进技术设备的投标方的技术支持方也应对投标方进行性能和质量保证。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。如果在原机型上有设计变更，投标方应事先向招标方提出，并说明变更的原因及可能达到的效果。投标方提供的设备、部件应最大限度的在工厂进行组装。(2)投标方应对超超临界机组的选材提供说明，并与投标方已生产过的超超临界机组的材料进行对比(对国产材料应以中国耐热钢的牌号表示方法表示)。说明应包括汽缸、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及化学成分，特别是高温持久强度、10万小时蠕变断裂强度(说明数据来源)、蠕变断裂伸长率、韧性、Ak-T、FATT、KIC等重要性能及其对寿命和汽机本体性能的影响，并注明长期使用温度和允许工作压力。(3)在考虑轴系稳定性时，必须要考虑蒸汽激振力的影响。(4)汽轮机的滑销系统应保证长期运行灵活，不需要加注润滑剂。(5)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ASMETDP-1标准执行。(6)投标方应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，并给出所有对外接口的热位移数值。(7)投标方应推荐本工程汽轮机的启动方式。若机组采用中压缸启动时，投标方应提供中压缸启动时防止高压缸过热的措施及相关设备。(8)投标方应结合自己成熟和传统的设计提出采用旁路系统的具体方案和要求，包括旁路的容量、参数、旁路的控制方式与机组运行方式匹配等设想，并提供相应配置的电厂机组运行情况。旁路的容量大小最终在技术协议或在设计联络会上确定。(9)除回热抽汽及给水泵汽轮机用汽外，机组应能供给厂用蒸汽量：冷段抽汽量暂定90t/h，四级抽汽量暂定100t/h，此工况下汽轮机也应能带额定负荷(TRL)。投标方应提供汽轮机在带额定负荷(TRL)时允许的最大抽汽量。(10)投标方可对蒸汽品质提出要求。(11)引进技术设备的投标方，应提供技术支持方的超超临界机组的业绩，主要包括电厂名称、所在国家、机组容量、转速、主蒸汽压力和温度、再热蒸汽压力和温度、背压、末级叶片长度、旁路配置、启动方式、热耗率保证值、热耗率试验值、投产日期、近年来机组的可用率及强迫停运率等，并提供三个相似机型的管理水平较高的典型的参考电厂。(12)投标方提供的设备应满足整套机组自启停的要求。(13)投标方对在线汽机热力性能监测和计算(包括汽机热耗率、缸效率等)予以配合，提供必需的技术支持。2.2.2汽轮机转子及叶片(1)汽轮机转子采用无中心孔整锻转子或焊接转子。(2)汽轮机设计应允许不揭缸进行转子的动平衡。(3)转子的临界转速应符合2.1.14节的要求。(4)应提供各个转子的低温脆性转变温度(FATT)的数值，投标方应力争降低转子的低温脆性转变温度，至少脆性转变温度值不应影响机组启动的灵活性。(5)转子相对推力瓦的位置应在裸露位置处设标记，以便容易地确定转子的位置。(6)叶片的设计应是先进的、成熟的，使叶片在允许的周波变化范围内不致产生共振，并提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔频谱(CAMPBELL)图。(7)由于蒸汽参数高且采用直流锅炉，投标方应对汽轮机防止固体颗粒侵蚀(SPE)所采用的措施提出说明(包括对系统的要求)。(8)任何一级蒸汽的含水量应限制在优良设计的百分比范围内，以保证汽轮机有较长的寿命，低压末级及次末级叶片应具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机应设有足够的除湿用的疏水口。投标方应提供末几级叶片抗水蚀措施的说明。投标方应随投标书提供末级叶片排汽损失曲线等资料；投标方应对推荐的低压末级叶片的型式及长度进行相关比较，以专题报告形式随投标书提供。(9)调节级（如有）叶片及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。(10)应说明转子及叶片材料、叶根型式，提供转子长度、重量、重心及转子的惯性矩GD2值。(11)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或更高精度。(12)每台汽轮机转子都应在汽轮机制造厂进行一次超速试验。超速试验应在超过最高计算转速2%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仅受到超速跳闸装置动作的限制时可能出现的转速值。超速试验持续时间不应超过2min，并只可进行一次。投标方应给出所进行试验的转速和进行的时间。超速试验不应超过额定转速的120%。(13)投标方应对发电机产生的轴电流、轴电压采取相应措施，防止对汽轮机轴的损伤。(14)汽轮机必须进行轴系动力计算，包括轴系不平衡响应计算、轴系稳定性计算、转子扭振计算。全部计算都应在合格范围内，并将计算结果提供给招标方确认。(15)投标方应说明高、中压转子的高温段表面冷却方法，并给出降低后的转子表面的工作温度。(16)投标方应提供叶轮应力计算结果汇总表及叶轮槽壁应力计算结果汇总表。2.2.3汽缸(1)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。(2)高、中、低压缸均应采用已有成熟运行业绩的结构和材料。在投标文件中作出详细阐述。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，说明这些部件采用的材质、材料化学成分、常温和高温性能。(3)提供低压缸自动喷水系统中本体管道、阀门、附件等和自动控制装置。喷水装置的安装部件和喷水方向恰当，不能因喷水而损伤叶片，隔断阀采用焊接连接波纹管密封阀。(4)提供保护整个机组用的在每个低压缸上半部设置的排汽隔膜阀(即大气阀)，该阀应有足够的排汽面积并提出排汽隔离阀的爆破压力值。(5)提供汽缸法兰螺栓的专用紧固工具及质量可靠的电加热装置，包括所有附件和控制设备。(6)提供揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施。(7)汽缸上的压力(包括调节级)、温度测点必须齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和性能试验的要求，并具备不揭缸更换的条件。(8)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。投标方应提供低压缸隔板在叶顶处采用何种措施缩小叶顶处动静间隙及湿蒸汽排水去湿，并说明理由。(9)投标方应说明汽轮机安装方法（是否采用揭缸），且提供汽缸的外形尺寸、重量、现场安装方法及安装标准等。(10)对汽缸的滑销系统有良好的设计以保持运行中的动静同心度和膨胀自如。(11)投标方应说明低压缸与凝汽器的连接方式，并应考虑凝汽器抽真空吸力及注水对低压缸的影响。(12)投标方提供的汽缸中分面螺栓螺母须在厂内试装，保证良好配合，并成套做标记，以便招标方现场安装。对汽缸、蒸汽室及管道连接用的高温高强度螺栓的选择及识别记号给以注意，投标方将选择的螺栓材料的质量保证要求，及在工厂及现场识别螺栓的方法。提交招标方确认。(13)高、中、低压隔板设计有足够的强度裕度，满足整个寿命期内不发生损坏。(14)低压缸的设计有足够的刚度，避免运行时变形或引发缸体振动。(15)与汽缸连接的所有焊接工作必须在工厂内完成，包括与缸体连接的疏水接管座。如机组存在导汽管，投标方投标时应明确管道焊口数量，尽量减少现场焊口数量。(16)提供汽缸铸件探伤、挖补、厂内热处理等质检记录，同一部位挖补不超过二次。2.2.4轴承及轴承座(1)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在额定转速125％以上，具有良好的抗干扰能力，并且充分考虑汽流激振力的影响。投标方需提供轴承的失稳转速及对数衰减率的计算数据。(2)检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。(3)主轴承应是水平中分面的，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。(4)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透明观察孔及温度计插座。监视油流的照明装置应用防爆型的，电压不超过12V。在油温测点及油流监视装置之前，不得有来自其他轴承的混合油流。各轴承回油温度应有远传热电阻测点。(5)运行中各轴承设计金属温度应不超过90℃，但乌金材料应允许在112℃以下长期运行。各轴承瓦金属温度应有远传热电阻测点。(6)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。投标方提供显示该轴承金属的磨损量和每块瓦的金属温度测量装置，并提供回油温度表。在汽缸或推力轴承的外壳上，应设有一个永久性基准点，以确定大轴的位置。推力轴承要求进口。(7)各支持轴承(包括发电机组的轴承)均应设轴承金属温度测点(每只轴承左右侧各设前后两点，如为可倾瓦，每个瓦块设两点，每点采用双支测温元件)。(8)应设置测量大轴弯曲、轴向位移、胀差和膨胀的监测装置，其中轴向位移数量至少三冗余，且满足机组保护要求。(9)轴承座的适当位置上，应至少装设测量X，Y方向的轴承振动及轴瓦振动的装置。为了测量振动相位，应设置固定的键相信号标志，该位置应便于测取键相信号传感器的安装和信号线的引出。2.2.5主汽门、调节汽阀、中压主汽门和中压调节汽门(1)主汽门、调节汽阀、中压主汽门和中压调节汽门应严密，采用具有高强度的耐热钢材，能承受在主蒸汽、热再热汽管道上做1.5倍锅炉承压部件设计压力的水压试验。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。并能承受最大工况下的汽锤冲击力而不产生永久变形。(2)主汽门、调节汽阀、中压主汽门和中压调节汽门的材质应能适应与其相联接管道的焊接要求。投标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。投标方应在制造厂内对异种钢或不同管径进行焊接，保证与电厂管道同种钢焊接的口径和坡口一致，保证现场无异种钢焊接。(3)主汽门、调节汽阀及中压主汽门和中压调节汽门应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独开闭试验的性能。(4)提供主汽门、中压主汽门在启动吹管及水压试验用的临时堵板、阀芯。（要求提供对吹管及水压试验的临时堵板和阀芯进行材质和强度校核，保证现场的使用要求）(5)提供主汽门、中压主汽门使用的临时性和永久性蒸汽滤网。阀门出厂前应装好临时滤网。其滤网的网目应保证汽机通流部分的安全。(6)提供吹管及水压试验后主汽门、中压主汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门和中压主汽门在取出细滤网后需用的附加备用密封垫圈。(7)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。(8)如采用中压缸启动时，高压主汽门需考虑预暖措施。高排逆止门应采用动力驱动。(9)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。投标方应提供合适的疏水口径并开孔。(10)高压主汽门、高压调节汽阀和中压主汽门和中压调节汽门应具有显示阀门位置的机械指示装置。(11)各阀门的阀体、阀芯、阀杆材料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。(12)提供高排逆止阀在启动吹管用的临时堵板、反法兰及附件。(13)提供汽门严密试验的标准及方法。(14)上述阀门采用进口知名品牌，并提供三家生产厂家，供招标方选用。2.2.6汽轮机控制用抗燃油系统(1)抗燃油系统应包括油箱及附件、两台100％容量的交流供油泵、抗燃油再生装置(须配再循环泵)、两台100％容量的冷油器、蓄能器、油过滤器、油温调节装置等。本工程每台机组设置的两台50%容量锅炉给水泵汽轮机（如采用抗燃油）与主汽轮机合用EH高压抗燃油，投标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，留有至锅炉给水泵汽轮机抗燃油的接口，并提供隔离阀门。抗燃油供油装置、再生装置采用集装型式。(2)抗燃油系统中管道、油箱及部件，应采用优质不锈钢材料。(3)当两台高压供油泵瞬间失去电源时(小于5秒钟)，不应使汽机跳闸。当运行泵发生故障或油压低时，备用泵应能自启动。投标方提供低油压开关及自动停机压力开关(进口)。(4)提供250％容量的抗燃油(其中150％为备用)。并提供抗燃油系统设备、管道、仪表及附件。抗燃油采用进口。(5)油温调节装置应包括一次元件及控制设备。(6)抗燃油冷却器的冷却水采用闭式循环冷却水，冷却水温度按38℃，压力按1.0MPa设计。(7)投标方应提供油系统清洁度的标准，并说明安装和运行中保证油系统清洁的主要技术措施。（8）抗燃油泵、循环泵、及再生装置采用进口产品，投标方提供不少于三家供货商并由招标方认可。再生装置要有足够的容量。（9）抗燃油系统所有油泵及风机的电机采用防爆型。（10）提供EH油系统控制装置，并留有与计算机控制系统的硬接线接口。2.2.7汽轮机润滑油系统(1)油系统应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，投标方应提供各个轴承的油量、油压、回油温度等数值，满足汽轮机、发电机所有轴承的要求。给水泵汽轮机的润滑油系统和主汽轮机的润滑油系统分开，各自设有单独的润滑油系统。投标商提供推荐的在国内采购方便的润滑油牌号、所需润滑油量及油质标准，最终由招标方采购。(2)润滑油系统应包括主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、顶轴油泵、冷油器，自动反冲洗滤网、盘车油泵（如有）、阀门、管道、仪表、满足每台汽轮发电机组所需全部附件。该系统还可以作为发电机密封油的辅助供油系统，留有备用接口。汽轮机润滑油系统考虑发电机油系统及排氢设施的回油。(3)主油箱及系统中其他部分的容量大小，应保证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，仍能保证机组安全惰走，此时，润滑油箱中的油温不应超过75℃，并保证安全的循环倍率。主油箱的大小应能容纳停机时所有流回到油箱里来的油。润滑油冷油器切换阀型式应保证机组运行切换时不能切断流向各轴承的油。(4)主油箱上应设置二台全容量用交流电动机驱动的立式抽油烟机和油烟分离器等，要求不渗油。抽油烟机出口配套的逆止门应保证能正常开关及密封严密。(5)汽轮机润滑油系统所用管道及附件应是强度足够的厚壁管，至少应按提高一个压力等级进行设计。尽量减少法兰及管接头连接，采用法兰时应采用对焊法兰。对靠近蒸汽管道和热表面的油管道应采用防护结构，油系统中的附件不应使用铸铁件。所有的油管道焊缝全部采用全氩弧焊。润滑油系统(包括管道、管件、阀门及附件)均要求采用不锈钢材料。润滑油管道应设置坡度，供油和回油管道应坡向油箱，其中供油管道的坡度宜为0.003-0.005，回油管道倾斜坡度宜为,0.02，以保证回油通畅。(6)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。设有独立的压力开关，停止—自动—运行按钮控制开关和用电磁阀操作的启动试验阀门。应提供遥控启动能力和所有其它电动机状况的远方指示。(7)两台100％容量的板式冷油器，其板材采用不锈钢板，并提供板材的三家生产厂家，供招标方选用。冷油器的设计和管路布置方式应允许在一台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或调换。(8)冷油器冷却水采用闭式循环冷却水，冷却水设计温度为38℃，设计压力为1.0MPa。实际运行需考虑油压和水压的关系，设置必要的防止水压高于油压措施，水侧阻力要求不超过5mH2O。冷却器换热面积需按最大负荷设计，考虑污染系数为0.0025m2.℃/W，并留有5%的面积裕量。冷油器承受1.5倍设计压力的水压试验压力。(9)凡有可能聚集油气的腔室，如轴承箱、回油母管等、应有排放油气的设施。(10)汽轮机油系统设计要考虑保持轴承座适当的真空，以防油挡漏油。并从汽轮机结构和系统设计上采取措施(需在投标书中明确)，防止有汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。(11)润滑油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管路阀门等，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道、附件、表计等均由投标方配套提供(用于联锁保护的表计要求进口)。(12)润滑油系统中所配的油泵、风机的电动机应选用防爆型。(13)投标方应提供油系统清洁度的标准，说明在安装和运行中如何保证油系统清洁的主要技术措施。(14)油系统的防火要求应按照美国NFPA标准及国家有关标准。(15)主油箱应设置事故放油接口，事故放油管上应设置两道钢质截止阀，由投标方提供。主油箱底部还应设置放水阀门，能在运行中进行放水和供化学取样，但必须采取措施确保其严密性。(16)主油箱应设有油净化装置接口及配套油位控制装置。2.2.8润滑油储存及处理系统（由买方另外采购）对于两台汽轮发电机组、给水泵汽轮机、给水泵等应一共提供一个集中储存及净化处理系统，包括下列各项：(1)一个清洁油和污油分隔开的组合油箱（两机公用），油箱的有效容积应不小于一台机组全部油量(包括给水泵汽轮机)的110％。(2)两台交流电动机驱动的输油泵，两台交流电动机驱动的排油泵。(3)提供净化处理系统中全部管路、阀门、磁性过滤器等附件。(4)所有的控制装置、开关、指示器和报警装置等，均应安装在就地表盘上，并有信号输出接点。(5)润滑油储存及处理系统各部件(包括管道、管件、阀门及附件)应采用不锈钢材料。(6)提供润滑油储存净化处理系统图及系统说明书。(7)集装式油净化装置(由招标方另外采购)，每小时处理能力应为不小于正常运行时机组润滑油系统总量的20％。2.2.9顶轴系统(1)顶轴系统的设计，能向每个轴承(包括发电机轴承)注入高压润滑油，以承受转子的重量。在机组盘车时或跳闸后都能顺利投入运行。顶轴系统宜设计成母管制系统。(2)顶轴油泵为高压变量容积泵，需采用相应的备用配置。所配电机要求防爆型，向汽轮机及发电机各轴承供油。可布置于油箱上部或其他合适的位置，须保证可靠地运行并防止漏油。该设备应为进口成熟可靠设备。(3)顶轴油系统必须设置安全阀以防超压。(4)顶轴油系统须采用不锈钢管、不锈钢阀门及附件。(5)顶轴油系统退出运行后，应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，故每一轴承顶轴油管路中要配置逆止阀及固定式压力表。(6)顶轴油泵应设置入口油压低的闭锁装置和滤网，以保证顶轴油泵不受损坏。(7)顶轴油泵与主机之间设联锁。（8）顶轴油泵、调节阀、止回阀、安全阀采用进口产品。2.2.10盘车装置(1)提供一套盘车装置，包括手动及自动操纵机构、盘车电流表（如有）、转速表（如有）等。既可远方操作(DCS操作员站上)，也可就地操作（不采用PLC）。在汽机转速降至零转速时，要求既能电动盘车，也能手动盘车，提供手动盘车装置。盘车装置的电机为防爆型。(2)盘车装置应是自动啮合型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速由投标方自行确定。(3)盘车装置的设计应能做到在汽轮机冲转达到一定转速后自动退出，并能在停机时自动投入。盘车装置与顶轴油系统、发电机密封油系统间设联锁。(4)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，盘车装置正在运行而油压降低到不安全值时能发出报警，油压低于不安全值时能自动停止运行。盘车联锁逻辑的实现由DCS完成，各项启停条件进DCS进行判断，投标方提供控制逻辑及相关配合工作。2.2.11轴封供汽系统(1)轴封汽系统的压力和温度应是自动控制的(自密封系统)，并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，该系统还能向给水泵汽轮机供轴封汽及接受给水泵汽轮机的轴封回汽，轴封系统的备用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自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置。(2)轴封用汽进口处应设有永久性蒸汽过滤器，且过滤器可以检修并防破损。(3)投标方提供轴封蒸汽参数要求，建议轴封蒸汽来源，如高压缸排汽、厂内辅助蒸汽或主蒸汽，且供汽站的阀门及附件由投标方提供。(4)轴封系统上应配置一套简便又十分可靠的调压、调温装置，以满足向高中压缸和低压缸各轴封的供汽参数要求。减温器应具有防止误操作引起的轴封蒸汽温度快速下降的措施。调温装置后的轴封供汽母管及低压轴封供汽支管上应设置自动疏水器。投标方应保证低压端部汽封进汽有足够的过热度，以防止低压端部汽封带水。投标方应有防止低压喷水干扰低压轴封进汽管管道温度的措施。(5)设一台100％容量的轴封蒸汽冷却器，汽侧容量应包括给水泵汽轮机轴封漏汽量，水侧应能通过100%凝结水流量，如不能通过，则应内置旁路。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。轴封冷却器的管材应选用不锈钢材料。(6)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，两台电动排气风机互为备用。风机出口应装设逆止门。(7)轴封用汽系统应包括轴封汽源切换用的电动隔绝阀、减压阀、旁路阀、泄压阀和其他阀门以及仪表、减温设备和有关附属设备等，减温设备不能布置在无法调节及检修维护的部位（如凝汽器内）。阀门精度能满足汽源自动切换的要求。(8)提供接至集控室仪表和控制器的所有测量用的传感器、开关和其他装置。(9)投标方应提供所采用的轴封用汽系统图和系统说明书。2.2.12汽轮机疏水、排汽系统(1)疏水系统的设计应遵守ASMETDP-1的规定，能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还应使备用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。(2)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，该系统还具有排除联合汽门中的蒸汽的功能。(3)疏水和排汽系统应为全自动，并能远方手动，投标方应提供全部控制设备和仪表。(4)疏水阀应采用气动执行机构，气关式，并具有三断保护功能(断电、断气、断信号)，在失去压缩空气气源时，阀门应向安全方向动作(开启)。(5)公称压力大于等于4.0MPa及以上或400℃温度及以上的疏水管道上应设两道串联的阀门，其中一只为气动，疏水阀还带有手动装置。系统内所有气动疏水阀及执行机构采用进口件，由原产国生产。在失去压缩空气气源时，气动疏水阀门维持打开状态。(6)系统应包括但不限于下列各项：1)收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。2)汽轮机主汽门、调节阀上下阀座的疏水。3)中压联合阀门的疏水。4)各抽汽管道上逆止门前的疏水。4)排汽装置阀门的漏汽。5)主蒸汽、再热蒸汽及本体管道上低位点疏水。6)所有水汽取样点配齐取样器、接管座和一次门等与取样有关的一次阀门及以前的设备和管件。保证所取的水汽具有代表性。(7)投标方应提供汽轮机疏水、排汽系统图。2.2.13保温、油漆和设备罩壳(1)投标方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向招标方提供图纸、说明及安装文件。投标方在进行保温设计时，所有管道、汽缸应使用优质保温材料，材料中应不含石棉。(2)进行保温设计时，环境温度设为27℃，汽轮机保温层表面温度不应超过50℃。当环境温度超过27℃时，汽轮机保温层表面温升不超过23℃。(3)在紧靠高温蒸汽入口区域的设备以及材料，保温设计应该按最高空气温度60度设计。(4)按规程运行时，汽轮机的保温应使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂家的要求。(5)所有保温设计由投标方负责，并提供本体设备范围内所需的全部保温材料、保温钩、支架等保温附件,且应说明对保温材料的任何限制。保温层设计应便于汽轮机维修。(6)提供汽轮机及发电机的化妆板(即设备罩壳)，设备罩壳应紧凑、美观，其上应适当开孔，以便排出热气。设备罩壳内应设置低压照明系统和隔音措施。(7)对于需拆卸部分的保温应易于拆卸，并配有可拆卸的金属罩壳。(8)设备及管道的保温层表面上，应敷以金属罩壳。(9)在要进行排水、排汽操作的地方，有烫伤危险的管道或者装置应包以保温材料。对操作人员的双手无特殊保护措施而事故情况下又需要操作的装置，其表面温度应不超过下列数值：使用金属材料制造的为40度使用传热性能差的材料制造的为50度。(10)所有制造废料，如金属屑、填料、电焊条和残留焊条头、破布、垃圾等应从构件内部清出，所有鳞皮、锈迹、油漆、油迹、粉笔、蜡笔、油漆记号和其他有害材料都应从内、外表面上清除掉，发运时，产品内外应该清洁，所有设备应由投标方在工厂完成油漆工作后才能交货。(11)投标方的油漆工作范围应包括供货范围内的主设备、附属设备、辅助设备以及所有现场组装的原材料。(12)投标方应在他的投标方案中提交其供货范围内油漆工作的清单，介绍设备和附属设备、管子和配件等的清理和油漆方法、型式等。油漆颜色由招标方在设计联络会阶段确定。2.3汽轮机本体仪表和控制凡是采用现场总线ProfibusDP的设备均要求支持Profibus冗余双口并支持DPV1并提供用于现场总线连接的专用接口。最终是否采用现场总线由招标方确定，投标方应无偿配合修改设备规范。由于DEH/ETS影响机组安全可靠运行，因此，凡与DEH/ETS相关的仪控设备以及对机组安全运行重要的设备均不采用现场总线型式，最终由招标方确定，不产生商务变动。配合机组控制逻辑设计以及调试工作接口要求：投标方应提供足够的资料以说明汽轮机的控制要求、控制方式及联锁保护等方面的技术条件和数据。投标方有义务协助机组控制逻辑设计组态厂商，对其设计的控制组态共同进行审核，确保机组控制系统的控制功能正确和完整。详细资料要求见本招标文件第三章。投标方必须提供详细的热力系统运行参数，包括汽轮机运行参数的报警值和保护动作值，并必须提出机组启停及正常运行对参数监视控制的要求。投标方提供的汽轮机及其配供设备应设计为能满足整套机组自启停（APS）运行方式要求，并应提供实现此功能必需的所有相关资料，其中至少包括：整套机组自启停控制逻辑图，汽轮机启停曲线、启停操作说明等。此外，投标方应配合锅炉、发电机、机组控制系统供货商、机组逻辑设计组态商及招标方共同完成整套机组的自启停功能设计。投标方还应在投标文件中提供其国外技术合作方在同等容量机组实现整套机组自启停功能应用方面的业绩，并提供其设计和全部汽轮机运行过程控制数据以及详细的控制逻辑图。投标方供货范围内所有需通过机组控制系统来实现系统控制功能，而提交的设计资料应分别提供中文和英文版本，投标方应确保中文和英文版本资料的一致性。投标方应提供本工程机组控制有关的全部资料，包括全部汽轮机运行过程控制数据以及详细的控制逻辑图。按照招标方提出的DCS设计联络会议程，会同技术支持方（如有需要）参加DCS设计联络会，配合DCS供货商实现机组控制功能。投标方应提供机组安装、调试有关的全部资料，并参加招标方组织的主设备调试联络会，以便于招标方安排设备调试计划，确保现场调试的顺利进行。投标方应提供其供货范围内所有设备的在线性能计算相关资料（方法、公式、曲线等），用于运行指导。机组性能计算中所需的过程参数原则上从现有供货范围内测点中获取，如发现测点不够，招标方应向投标方提出，并由投标方负责提供相应的测点安装接口及相应的安装所需的套管、一次阀门等，并带有封头。性能计算中要求提供资料至少包括下述内容：计算汽轮机整个循环性能，所获得的数据应与主蒸汽温度、压力及排汽压力等偏差进行校正；用焓降的方法计算汽轮机效率，同时应分别计算高压缸、中压缸和低压缸的效率。投标方必须根据招标方要求完成汽轮机效率实时监测功能，并提供相应的接口。仪表选型原则及其接口的要求一般要求投标方应供应满足机组启停、运行安全监视、经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表、取样部件、检测元件、安全保护装置、阀门以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。投标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。所有能直接引起机组跳闸的重要参数应设置独立的三重冗余测量（轴承振动采用二取二冗余测量）。投标方应对随本体提供的热工设备（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其规格、型号、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以及运行维护手册。投标方必须详细清单交招标方确认。热工设备及接口均采用国际单位制。投标方提供的所有一次元件、就地设备都应标注其现场位置。投标方应预留汽轮机本体所有过程仪表的安装接口，包括压力、温度、流量、液位、分析仪表等，其接口应设在介质稳定且具有代表性和便于安装维护的位置，并符合有关规定，并根据需要安装一次阀门及封头。测点数量应满足对机组作运行监控和热力特性试验的需要，对招标方为实现控制功能而在本体上增加的测点，投标方无条件地为其提供安装接口。投标方设计和提供机组性能试验所需要的试验取样点、一次元件安装所需的套管、一次阀门等，并带有封头。投标方保证其所供热工设备的可靠性。随本体供货的热工设备的型号及规范应征得招标方的同意。随本体供货的热工一次元件的选型和全厂的选型一致，并经招标方认可。随本体提供的指示表、开关量仪表、测量元件应符合国际标准，且规格型号齐全，不得选用国家宣布的淘汰产品。测量元件的选择应符合控制监视系统的要求。所供的仪表控制设备和控制系统的最终选型以及数量调整由招标方确认、指定，但不发生商务变化。所有的联锁保护不采用电接点型仪表。安装在振动场合的仪表应选择防振型仪表。汽轮机油系统配供的所有就地仪表设备应采用防爆型。投标方应提供本体仪表控制系统图纸，注明仪表编号、位置及仪表接头的结构形式。投标方应提供本体范围内的所有一次元件，设备的现场安装标识，应与设计图纸一致。远传信号测量仪表测量介质温度大于300℃的测温元件，应选用K分度双支或三支绝缘型铠装芯热电偶；测量介质温度小于300℃的测温元件，应选用Pt100三线制热电阻。汽轮机金属壁温测量应提供铠装热电偶。，其接线要求引至随汽机配供的本体接线盒（电缆长度应适合）。热电偶和热电阻精度应满足下面的要求：热电偶精度：I级±0.4%；热电阻精度：A级0.15±0.2%，热响应时间满足τ0.5＜30S。铠装热偶保护层材质应选用316H。规范应为Φ6。投标方提供的热电偶/热电阻应采用进口或国产优质产品，国产测温元件选型按上海自动化仪表三厂、广州德力权仪表有限公司、沈阳宇光温度仪表有限公司等生产的系列产品中选取，最终设备选型由招标方选定，不应发生合同费用变更问题。投标方提供的变送器、压力开关、差压开关、温度开关、流量开关、过程分析仪表等设备，应采用进口优质产品。所有变送器和逻辑开关应选用标准产品，并带有接线端子。所有不使用的连接口予以封堵。投标方提供的所有压力（差压）变送器应为二线制带液晶显示表头的智能变送器（分析仪表、导电度表除外），精度至少达到0.1级，配置有PROFIBUS或FoundationFieldbus协议的现场总线接口，最终由招标方确认。外壳防护等级达到IP65标准，并带有M20´1.5的螺纹电缆接口。过程连接口应采用M20´1.5外螺纹连接方式，配卡套接头及连接短管，并配有不锈钢垫圈，最终在设计联络会上确定，所有过程连接口必须带有堵头。变送器选型按Emerson-Rosemount公司生产的3051C系列、横河有限公司生产的EJA系列变送器、霍尼韦尔公司生产的ST3000-900X系列及西门子公司生产的7MF系列变送器等四家公司系列产品中选取。最终设备选型由招标方确定，且不发生合同费用变更问题。投标方提供的所有液位变送器为带液晶显示表头二线制雷达式液位计，精度至少达到0.1级，配置有PROFIBUS或FoundationFieldbus协议的现场总线接口，最终由招标方确认。外壳防护等达到IP56标准，并具有M201.5的螺纹电缆接口。所有不使用的连接口应予以封堵。选型按美国EMERSON-罗斯蒙特、德国VEGA公司、美国AMATEK艾美泰克及德国E+H公司等四家公司生产的系列产品中选取，最终设备选型由招标方确定，不发生合同费用变更问题。投标方提供的所有的分析仪表均采用流通式仪表，配置有P