二期背压汽机技术规范

东方希望重庆水泥有限公司余热电站及供热工程B18—8.83/1.7汽轮机技术规范买方：东方希望重庆水泥有限公司设计院：陕西大唐新能电力设计有限公司卖方：南京汽轮电机（集团）有限责任公司2010年3月目录1.总则2.技术要求3.技术数据4.供货范围5.技术文件及图纸6.技术服务和设计联络7.质量保证、设备监造（检验）和性能验收试验8.包装、运输及货物交接9.外购与分包10大部件情况11.质量保证期12.交货日期1.总则本技术规范的使用仅限于东方希望重庆水泥有限公司1×B18MW国产汽轮机组设备，它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。本技术规范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，卖方应提供一套满足所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。卖方须执行本技术规范所列标准。如有矛盾时，按较高标准执行。1.1工程概况1.1.1工程主要原始资料1.1.1.1气象特征(1)气温：年平均气温18.5C月平均最高气温28.5ºC(8月份)月平均最低气温 7.2ºC(1月份)极端最低气温-1.8C极端最高气温42.2C(2)气压：(3)相对湿度：年平均湿度 79%(4)降水：年平均降雨量1073mm年平均降雨天数168天长江最高水位 175m1.1.1.2厂区工程地质根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），在50年超越概率为10％的条件下，丰都县地震基本烈度为6.0度，地震动峰值加速度为0.05g。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011—2001），设计地震分组：第1组。场地的地质构造简单，无岩溶、断层、地下洞室、滑坡等不良工程地质作用，场地岩石地基稳定，可进行建筑。环境水对砼物无腐蚀性，水文地质条件简单。1.1.2机组运行条件1.1.2.1机组运行方式：定压运行。1.1.2.2负荷性质：机组以供热为主。1.1.2.3机组布置方式：汽轮机为纵向顺列布置，1.1.2.4机组安装检修条件：机组运转层标高8.00m1.1.2.5周波变化范围：48.5～50.5Hz1.1.2.6发电机额定功率因数：0.81.1.2.7发电机效率：97.4%1.2语言本规范提供的信息及资料使用中文。对于进口设备，卖方同时提供制造厂家的英文版资料和中文版资料。1.3测量单位卖方提供的技术资料使用国家法定单位制.1.4总的技术要求1.4.1机组寿命汽轮机的使用寿命不少于30年。汽轮机主要配套设备和主机具有同等寿命。汽轮机的大修间隔应不小于四年，小修间隔为每年一次。1.4.2机组的输出功率在额定工况下机组的最大连续输出功率为16MW。1.5主要技术规范型号：B18-8.83/1.7型式：高温高压、冲动、单缸、单轴背压式汽轮机额定功率： 16MW最大功率： 18MW主蒸汽阀前主蒸汽额定压力： 8.83MPa(a)主蒸汽阀前主蒸汽额定温度： 535℃额定转速： 3000r/min旋转方向： 从机头向发电机端看为顺时针回热系统：无排汽压力: 1.7MPa(a)额定排汽温度：333℃额定进汽量：171.2t/h最大进汽量：187.2t/h额定排汽量: 169.2t/h 最大排汽量: 185.4t/h 额定工况汽耗：10.56kg/kw.h最大工况汽耗：10.25kg/kw.h汽轮机转子长度、重量： 6.5m，64500kg汽轮机缸体重量：10000kg（上汽缸总重），12500kg（下汽缸总重），汽轮机外形尺寸（长×宽×高）：6.5m×3.3m×3.9m运转层标高：8m汽轮机中心高（距运转平台）：800mm1.6适用技术标准和规范汽轮发电机设备及配套辅机设计、制造、检验原则上采用中国现行规范和标准，但凡按引进技术设计制造的设备，均按引进技术相应的标准ASME、ASTM、NFPA及相应的技术转让公司的标准规范进行设计、制造、检验。若卖方使用的规范及标准与本技术规范所用标准发生矛盾时，按较高标准执行。若有新标准颁布时，应按相应的新标准执行。本技术规范规范书要求符合（但不限于）下列标准及规范：GB5578-85《固定式发电用汽轮机技术条件》ZBK54201-88《汽轮机主要零件（静子部分）加工装配技术条件》ZBK54018-88《汽轮机主要零件（转子部分）加工装配技术条件》JB/T3330-1999《汽轮机钢性转子动平衡标准》JB/T9637-1999《汽轮机总装技术条件》JB/T10086《汽轮机调节系统技术条件》JB/T1329-91《汽轮机与汽轮发电机连接尺寸》JB/T1330-91《汽轮发电机中心标高与安装尺寸》JB/T2900-92《汽轮机油漆技术条件》JB/T2862《汽轮机包装技术条件》JB/T9634-1999《汽轮机冷油器（管式）尺寸系列和技术条件》JB4730-2000《压力容器无损检测》GB150-98《钢制压力容器》GB151-98《管壳式换热器》JB4726-2000《压力容器用碳素钢与低合金钢锻件》JB/T4709-2000《钢制压力容器焊接规程》JB2536-88《压力容器油漆、包装、运输》2技术要求2.1汽轮机本体设备性能要求2.1.1各级动叶片选用气动性能良好的叶型，其应力与振动符合国家新颁发的《叶片强度安全准则》，以保证叶片安全运行。2.1.2叶片与隔板强度设计保证机组安全可靠运行。2.1.3转子出厂前做动平衡试验，动平衡精度1.2mm/s。2.1.4汽轮机在电网频率48.5～50.5Hz能安全持续稳定运行。2.1.5汽轮机有良好的适应热负荷变化的能力。2.1.6汽轮机能满足不同季节的工业用汽。2.1.7汽轮机在主汽参数及背压为额定值时，保证连续发出18MW。2.1.8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）汽轮机甩负荷后，允许空转时间不小于15分钟或按国标。（3）汽轮机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能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。（4）汽轮机允许在卖方提供的最低功率(额定功率的60%)至最大连续工况功率之间长期运行。2.1.9卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，在随机提供的产品说明书中有明确规定。2.1.10汽轮机的设计寿命（不包括易损件）不低于30年，在其寿命期内能承受以下工况，总的寿命消耗不超过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）100次，寿命消耗分配数0.04%/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，寿命消耗分配数0.013%/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，寿命消耗分配数0.007%/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，寿命消耗分配数0.004%/次。（5）负荷阶跃（负荷变化率>10%额定负荷/min）12000次，寿命消耗分配数0.0005%/次。汽轮机在其试运半年后的第一年内，保证年可利用小时数不低于7800小时。机组可用率不低于90%。卖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，考虑其松弛性能。卖方提供在各种运行方式下，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。2.1.11汽轮机大修周期不少于4年，小修周期一年。2.1.12机组的允许负荷变化率为：（1）从100%→50%MCR 不小于5%/min。（2）从50%→20%MCR和从20%→50%MCR 不小于3%/min。（3）从20%MCR以下 不小于2%/min。（4）允许负荷在50%→100%MCR之间的变化幅度为20%/min。2.1.13机组能在48.5～50.5Hz周波范围内持续稳定运行，根据系统要求，机组的频率特性满足下表要求。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<102.1.14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偏离值≤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）Po为主蒸汽的额定压力； 2）t为主蒸汽额定温度。2.1.15汽轮发电机组轴系各阶临界转速与工作转速避开±15%。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，卖方提供轴系各临界转速值，汽轮发电机组整体轴系的临界转速值。2.1.16轴承座上设有振动测量装置，卖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大于0.025mm；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大于0.075mm。2．1．17当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，至少具有1分钟无蒸汽运行能力，而不致引起设备上的任何损坏。2.1.18超速试验时，汽机能在112%额定转速下作短期空负荷运行，这时任何部件都不超力，各轴系振动也不超过允许值。2.1.19卖方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、油系统及靠背轮负责统一归口设计，使机组具有较高的稳定性。汽轮发电机组轴系的静态特性计算，轴系振动性能的校核等工作由卖方负责。轴系计算结果提供给买方。2.1.20机组从冲转至带满负荷至少满足下列要求，并提供实际需要时间： 冷态启动：280分钟 温态启动：180分钟 热态启动：90分钟2.1.21调节系统的要求：（1）调速系统的速度变动率在3%～5%之间可调整。（2）调速系统的迟缓率<0.3%。（3）危急保安器的动作转速值为额定转速的110%～112%。（4）除危急保安器外，还设置超速保护装置，其最高动作转速不超过额定转速的112%。（5）汽轮机在运行时甩部分负荷或抛全部负荷后能维持空转，并能自动恢复到额定转速。（6）手动危急遮断油门时主汽门应迅速关闭，从开始动作到主汽门全关时的时间不应超过0.5s。（7）危急遮断器动作后，各调节汽门应迅速关闭。（8）当主汽门全开，调节系统应能维持空负荷稳定运行。2.1.22汽轮机各主要阀门紧急关闭时间应满足以下要求：主汽门 0.5秒调节阀 1秒2.1.23机组汽耗率保证值（1）机组的汽耗率按下表所列各工况提供资料。（2）机组额定工况的保证汽耗为10.87kg/Kw.h（3）按下式计算汽轮机在额定工况条件下的净汽耗（不计入任何正偏差值），并符合国家标准或ASMEPTC6.1-1996。序号项目发电机净功率kw进汽压力MPa进汽量t/h排汽量t/h排汽压力MPa汽耗kg/kW.h1额定工况160008.83171.2169.21.710.562最大工况180008.83187.2185.41.710.25卖方提供详细数据（包括参数流量、功率、压降、温升、焓增等）的热平衡图。进行汽耗值的测量、计算、校正时用的有关规定等按照国家标准或ASMEPTC6.1标准执行。（4）测定汽耗值用的仪表及精度，由卖方提出意见，经买方认可。（5）序号(3)中的数据最终以热力特性为准。2.1.24汽轮机及发电机各节点能承受异常工况的最大扭矩、扭应力。2.1.25汽轮机罩壳采用声学消声处理，距汽轮机外罩外1米，汽机运转层上方1.2米处，所测得的噪声值低于90分贝（A声级），对于其它辅助设备不大于85分贝（A声级）。2.1.26提供汽轮机本体的保温设计和技术说明，并在缸体上预焊上保温钉。（环境温度25℃时，表面温度不大于50℃）。2.1.27提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。1.启动参数转子轴承和轴承座振动双振幅值：≤25微米（0.025mm）第一临界速度轴承双振幅值：≤75微米（0.075mm）各阀门关闭时间(秒)时间特性单位主汽阀调节阀关闭时间s≤0.5≤1延迟时间s≤0.02≤0.02启动方式的时间(小时)启动状态冲动至额定转速时间并网至额定负荷时间冲转至额定负荷时间冷态100min60min160min温态热态45min60min105min极热态2.运行参数：（1）额定主蒸汽压力MPa(a) 8.83（2）额定主蒸汽温度℃ 535（3）额定背压MPa(a)1.7（4）额定蒸汽流量t/h 171.2（5）最大蒸汽流量 t/h 187.2（6）各级抽汽压力、抽汽温度、抽汽流量（无回热系统）（7）调速油压 MPa(g) 1.27（8）润滑油压MPa(g) 0.1（9）正常运行汽封压力KPa(a)2.94-29.4（10）主蒸汽压力允许的偏差值MPa(a)8.83+0.49-0.49（11）汽轮机的轴承振动、轴向位移、相对膨胀正常值轴承振动：mm0.025轴向位移：mm<+1.0或-0.6相对膨胀：mm<+3或-2（12）卖方向买方提供轴系各临界转速的计算值和试验值。（13）卖方提供下列报警信号、并提出报警值：(a)润滑油压报警值：MPa(g)0.04时启动交流润滑油泵MPa(g)0.03时启动直流事故油泵MPa(g)0.015时停盘车。(b)主蒸汽温度高和低限值：545℃、520℃（）(c)轴承金属温度报警值： 90℃时报警100℃时停机(d)轴承振动报警值： mm0.05(e)危急遮断器动作值： r/min3270-3000（14）超速脱扣转速： r/min3270-3300（15）最大运行背压： MPa(a)<1.7（16）最小持续允许负荷：5MW（17）盘车转速：4-6r/min（18）盘车停车时汽缸最高温度：℃120（19）盘车停止时转子最高温度：℃150汽轮机本体设备结构设计要求2.2.1一般要求（1）卖方提供的汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的。不使用试验性的设计和部件。（2）汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活。（3）机组的设计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-1-1980标准执行。（4）汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不小于30年。（5）汽机流通面积有8～10%的额定蒸汽流量的富裕量。（6）汽轮机的寿命不低于30年，年运行小时不低于8000小时。（7）汽轮机房内的汽轮机、主汽门、高压油泵、抽汽器等设备距其外壳1.0米处测的最大噪声应低于90db(A)。（8）卖方对所有连接到汽缸上的管道，提出作用力和力矩的范围要求。（9）排汽管道上的安全阀由卖方供货。卖方应负责提供其工作参数。2.2.2汽轮机转子及叶片：（1）汽轮机转子彻底消除残余内应力，并做调质处理；（2）汽轮机转子的临界转速避开额定转速的±15%，汽机在超越轴临界转速时，振动最大许可值≤0.075mm。（3）汽轮机转子在制造厂内进行高速动平衡和超速试验，精度1.2mm/s，轴振动不大于0.025mm。（4）转子的脆性转化温度的数值为：转子脆性转化温度为120℃，脆性转化温度值不应影响机组启动的灵活性。（5）所有动叶采用自带围带、整圈连接。各级动叶片其应力与振动符合国家新颁发的《叶片强度安全准则》，以保证叶片安全运行。（6）叶片的设计是精确的、成熟的，使叶片在48.5～50.5Hz周波变化范围内不致产生共振，能够安全正常运行。（7）转子相对推力瓦的位置设标记，便于确定转子的位置。（8）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。（9）转子材料均为30Cr1Mo1V，叶片材料分别为1Cr11Mo1V、1Cr13、2Cr13。（10）叶轮强度能保证机组安全可靠运行。（11）机组汽封选用梳齿式。2.2.3汽缸和隔板（1）汽缸的设计能使汽轮机在起动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形量小，能始终保持正确的同心度。（2）高压缸进汽部分及喷咀室设计适当加强，以确保运行稳定、振动小。进汽管密封环使用耐磨金属制成。（3）汽缸上的压力（包括调节级）、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求。（4）汽缸出厂前做水压试验。（5）汽缸端部汽封及隔板汽封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。（6）隔板全部为焊接隔板，隔板汽封选用梳齿式。隔板强度能保证机组安全可靠运行。（7）汽缸设法兰螺栓加热装置。上下汽缸法兰加热汽柜采用白钢材质，保证运行的安全可靠。（8）提供揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施。具体措施为：汽缸中分面设有顶开螺钉，上下半有吊耳。2.2.4轴承及轴承座（1）各轴承的设计确保在额定转速下不出现油膜振荡。油膜失稳转速大于额定转速25%以上，具有良好的抗干扰能力。（2）检修时不需要揭开汽缸，就能够把各轴承方便地取出和更换。（3）主轴承是水平中分面的，同时是自对中心型的,不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整。（4）任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65℃，该轴承回油管上有观察孔及温度计插座。在油温测点及油流监视装置之前，没有来自其他轴承的混合油流。（5）运行中各轴承金属最高温度不超过90℃，乌金材料应允许在110℃以下长期运行。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线盒。（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，设有一个永久性基准点，以确定大轴的位置。（7）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的安装位置。（8）轴承座的适当位置上，装设测量轴承在垂直、水平方向上振动的装置。2.2.5主汽门、调速汽门（1）主汽门、调速汽门严密不漏，能承受在主蒸汽1.5倍设计压力的水压试验。（2）主汽门的材质能适应与其相联接管道的焊接要求。卖方提供主蒸汽管道、焊接方法及坡口加工图。（3）主汽门和调门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。（4）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。（5）机组启停中，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。（6）卖方负责提供主汽门和调节汽门的阀体部分，其操作用的油动机也由卖方供货，相关接口位置及型式由双方协商解决。2.2.6汽轮机润滑油系统（油管路为TP304不锈钢）（1）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及调节系统用油量。（2）卖方负责提供的油系统包括主油泵、油箱、射油器、过滤器、排烟装置等及其仪表，满足每台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、温度计插座等。交流润滑油泵、直流油泵及高压启动油泵、冷油器等由卖方统一供货。（3）油箱容量的大小，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超过80℃，并保证安全的循环倍率。油箱的设计满足油系统失火时尽快放油的要求。油箱为坡底形式。（4）主油箱上设置一台全容量用交流电动机驱动的抽油烟机和油烟分离器。卖方提供电加热器，其开启由电接点双金属温度计控制。电加热器加热温度到40℃。各轴承室内维持微负压，并设置相应的负压表以便于监视。主油箱上设置油位计，并予留与DCS的接口。（5）所有润滑油系统的泵组可以设计成能自动启动、遥控及手动启停。设有停止——自动——运行按钮和用电磁操作的启动试验阀门。有与盘车马达启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。（6）冷油器的设计和布置方式允许在任何一台停用时,均能保证汽机在额定工况下运行。并能保证冷油器进行排故、清冼或调换。配置二台冷油器、一台运行、一台备用。冷油器采用立式、不锈钢管形式。（7）汽轮机结构和系统设计上，防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。（8）油系统中各项设备如轴承座、管路等，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、表计及一次门等均由卖方配套提供。（9）卖方所提供的热工仪表满足整个油系统（包括汽机）的监视控制要求。（10）油系统的测温元件采用三线制双支型铂热电阻，停机用的压力开关至少设3个，且为独立的双接点压力开关。2.2.7盘车装置（1）盘车装置设计具备既能手动投入，又能自动退出，既能手动盘车，又能电动盘车的功能。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。卖方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。（4）卖方提供一套盘车控制装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、转速表等。控制柜由卖方提供。（5）盘车电机功率为11kW，盘车转速为4-6r/min。2.2.8轴封供汽系统（1）轴封供汽为闭式密封系统，并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施。该系统设有轴封抽气装置。（2）提供一台100%容量的配2台排风机的轴封蒸汽冷却器。（3）提供轴封用汽系统图及系统说明书。2.2.9汽机本体疏、放水及排汽系统（1）疏水系统的设计能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。（2）系统包括（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)汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。(d)管道上低位点疏水。(e)卖方提供汽轮机疏水系统图。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，还考虑主汽、抽汽的管道疏水。汽轮机的调门上、下阀座应设有疏水，主汽门前的主蒸汽管道疏水不进本体疏水扩容器。2.2.10连接靠背轮（1）汽机端靠背轮由卖方供货。发电机端联接轴及靠背轮由发电机厂家供货。卖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。（2）靠背轮及其附件的材质、尺寸、规范能满足机组功率18MW的要求。2.2.11保护装置（1）汽轮机组设置两套危急保安装置，其中包括一套机械式危急保安器和一套电子超速保护装置，动作值为额定转速的110～112％。复位转速高于额定转速。危急保安器设有可靠的动作指示器，并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。电子式冗余设置（在ETS内实现）。（2）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。（3）机组在额定工况或最大工况时甩负荷后能维持空转,并能自动回复到空负荷转速。（4）从危急保安器动作到主汽阀门完全关闭的时间不大于0.5秒。各级抽汽逆止门关闭时间小于1秒。（5）汽轮机组分别在主控制操作盘上及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。（6）汽机设置功率限制器．纳入DEH，并能就地和远方操作。（7）汽机自动保护装置能至少在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、紧急停机。a)汽机的转速超过危急保安器动作转速b)背压超限跳闸值c)润滑油压下降达跳闸值d)转子轴向位移达跳闸值e)差胀达跳闸值f)轴承振动达跳闸值g)轴瓦温度达到极限值2.2.12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，并向买方提供图纸，材料清单说明及安装文件。（2）在正常运行工况下，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不超过规定值35℃。（4）提供汽轮机在运行过程中可拆卸的罩壳，其上适当开孔，以便排除热气。（5）对于需拆卸部分的保温按毡式保温材料设计，并配有可拆卸的金属罩壳。（6）卖方在主汽阀、调节阀、蒸汽管道和汽缸壁上焊有保温螺母。2.2.13汽轮机本体仪表和控制2.2.13.1总的要求（1）提供完整的书面文件资料，详细说明对汽轮机测点布置、控制、联锁、保护等方面的要求。提供测点布置图；以及测点清单、设定值清单、成套供应的检测控制设备的供货设备清单。（2）提供详细准确的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的正常值、高低限、报警值及保护动作值。（3）提供安装在本体范围内，供就地检查用的压力表(对波动大的参数提供阻尼式压力表)、双金属温度表、液位计。汽轮机本体温度测点要求留有插座，及保护套管。对压力测点及汽水分析取样则要求带一次门。对随机提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测量元件及仪表阀门等都要详细说明其安装地点、用途、型号规格、连接方式及制造厂家。（4）随机提供的指示表、开关量仪表、测量元件符合国家现行标准，选择符合控制监视系统的要求是通用成熟产品。无论什么情况下，均不配供含水银等有毒物质的仪表以及技术落后或国家宣布淘汰的产品，所供仪表在油系统内需耐油耐震，其它仪表有一定的抗震性。（5）汽机本体所有测点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。（6）汽轮机金属壁温测量提供双支铠装热电偶，其长度足够，以便于安装检修。（7）随机配供的所有测温元件均为双支分列绝缘型，分度号符合IEC标准，热电阻均为三线制铂热电阻（Pt100），热电偶均为K型。（8）卖方保证所供热控设备的可靠性。（9）监控及调节系统的接地要求提供给买方。（10）卖方提供汽轮机测温元件安装设计手册。（11）热工测点布置图上标注为厂供的设备必须提供。（12）本体范围内的传感器、检测元件（除热电偶外）引至安装在厂供接线盒。接线盒的位置便于安装和维护。接线盒内的端子数满足买方的需要。汽轮机本体所带接线盒，必须配航空插头。（13）汽轮机本体所带热控仪表，必须配相对应的安装附件。2.2.13.2热工检测（1）汽轮机壁温测点，有明显的标志，说明测量所用材料、测点位置及安装方法，提供正常值、超限值及安装附件，并指明哪些是运行必须监视的，哪些是实验用的。并提供便于安装检修的措施。（2）随汽轮机本体提供的所有热工仪表均单独接线，引至汽机本体接线盒。（3）从汽轮机本身的安全出发，卖方提出汽机启停及正常运行对参数监视控制的要求。（4）紧急停机保护所需的开关量仪表，按双重化式或三重化方式设置，各项用于停机的压力开关至少设3个，且为独立的双接点（DPDT）压力开关。2.2.13.3热工保护及控制（1）DEH电液调节系统满足如下技术要求①在额定初蒸汽参数下主蒸汽阀全开时，汽轮机的控制系统能维持汽轮机定速，并能根据自动调节系统的指令完成汽轮机发电机转速匹配，以保证发电机能自动平衡并网。②在任何功率下，控制系统的迟缓率不超过0.3%。③汽轮机在额定初终蒸汽参数和额定转速下突然甩去额定负荷时,控制系统能控制汽轮机不致引起危急遮断器动作的转速范围内，甩负荷后转速能自动回复到额定转速。④汽轮机调节系统具备自带厂用电的功能。（2）汽机安全监测仪表系统（TSI）、汽机跳闸系统（ETS）和汽机控制系统（DEH）由卖方统一供货，选型由买方确认。热工保护和控制要求详见“DEH技术规范”。2.2.14随机供应的阀门要求：（1）汽机本体及附属设备所使用的各种阀门，均符合国标，或ANSIB16.34或ANSIB31.1以及AWWA标准。（2）阀门的选用等级及工作参数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。（3）所有阀门及附件操作灵活，开启、关闭快速稳定。（4）用于油系统的阀门不得采用铸铁阀。（5）用于压力表和压差表的一次门是截止阀，水位仪表的一次门用闸阀，以便于清洗水位计和连接管。2.2.15选择材料的要求（1）根据技术要求选择适当的汽机本体及辅机制造材料是卖方的责任。按有关国标或有关供方选用的标准（如ASTM，AISI，ASME，SAE等标准）标出材料型号，当没有这些牌号时，标明材料制造厂家，材料的物理特性、化学成分。（2）汽轮机零部件的材料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。2.2.16安装和检修的要求（1）卖方随机提供用于拆卸、起吊、安装用的专用工具。卖方随机提供监控系统安装调试检修所必须的仪器仪表等专用工具。（2）在汽缸、阀门和导汽管外壳上设置挂耳或其他装置；重量超过20公斤的汽轮机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，另配置起吊，卸放和支承装置，以便于安装和检修。（3）汽轮机配备翻转轴瓦时用的转子托起设备。（4）汽轮机径向汽封，端部汽封和隔板汽封的结构能调整间隙。（5）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。（6）在各种运行工况下，与汽轮机本体部分连接的蒸汽管路所产生的推力，不影响汽轮机的安全运行。（7）汽轮机出厂时做到内部清洁，特别是轴承箱、齿轮箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内彻底清理干净，并妥善防锈。（8）汽轮机具备不揭缸在转子上配置平衡重块的条件。并有调整危急保安器动作转速的手孔。（9）汽轮机设有必要的防火设备及防火措施，汽轮机油系统管道及轴承不漏油渗油，轴承结构避免油沿轴外逸。2.2.17辅机性能及设计要求（1）冷油器冷油器2台（1台运行、1台备用）、立式结构管壳式换热器。冷油器按最高冷却水温（35℃），余量大于10%进行设计。换热管材质为不锈钢管（TP304）。冷油器上设置温度测量表计接口。（2）汽封冷却器汽封冷却器1台、卧式结构、管壳式换热器。汽封冷却器配置2台100%容量的风机。冷却面积为23m2，U型管，材质TP304，管径为Ф19×1。汽封冷却器为法兰联接，按压力容器相关标准设计和制造、验收。汽封冷却器上设置测量表计接口，有压力表、真空压力表和温度计。疏水采用多级水封。（3）安全阀排汽管道配1只弹簧式或杠杆式安全阀。（4）疏水扩容器疏水扩容器1台，容积为1m3。接受本体系统的疏水。DEH技术规范2.3.1.基本要求2.3.1.1汽轮机组采用由电调和现有低压透平油系统组成的数字式电液控制系统(DEH系统)实现的低压纯电调控制方式，能够充分满足包括机组事故工况和各种起动方式在内的起停运行要求。2.3.1.2整套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，液压系统和必要的就地仪表等。DEH系统的电子控制装置应预留与DCS、MIS之间的符合国际标准的数据通讯接口。并与有关系统协调，负责自动同期、远动等系统的接口。2.3.13DEH系统通过采用适当的冗余技术和自诊断技术来保证DEH系统的高可靠性，所有进入控制系统的重要信号(例如转速、功率、背压压力等)三重冗余。2.3.1.4系统所提供的与运行人员的人—机接口至少包括一台LED和键盘。通过键盘和LED画面，能完成所有被控对象的操作并获取系统手动、自动运行的各种信息。2.3.1.5DEH系统的可用率至少为999%。其MTBF不少于8000小时，(计算机部分MTBF大于20000小时)。2.3.2．DEH系统的功能2.3.2.1汽机复位（挂闸）手动复位。2.3.2.2运行方式2.3.2.2.1程序控制启动方式在此方式下，操作员选定机组处于冷态、热态等启动状态，DEH系统按汽轮发电机厂提供的12MW供热机组在上述状态下的经验启动曲线，自动完成冲转、低速暖机、过临界、中速暖机、3000r/min定速、自动同期，等待机组并网。并网后，自动进入操作员自动方式，并自动带初负荷。升速过程中的暖机时间也可根据现场情况，由运行人员进行干预。2.3.2.2.2操作员自动方式由操作员设定目标转速和变速率、保持/进行等，实现机组的冲转、暖机、自动过临界、3000r/min定速、同期等功能。并网时自动带初负荷，并网后由操作员选定目标负荷、变负荷率等，进行升降负荷控制。2.3.2.2.3手动方式当主控DPU和备用DPU均发生故障时，或重要I/O发生故障时，DEH系统能自动切到手动控制方式。在其它情况下，可由操作员由其它运行方式直接切换到手动方式。故障消除后可由操作员切回自动方式。手动方式下，由硬件直接控制阀门，并有硬件指示，保证在故障情况下实现对机组的控制。2.3.2.2.4运行方式之间的切换程序启动与操作员自动方式之间可相互切换。操作员自动与手动之间可相互切换。任何运行方式下均可切换到手动运行。2.3.2.2.5以上所有运行方式之间的切换均是无扰的。2.3.2.3磨擦检查DEH系统可根据需要进入磨擦检查状态。在此状态下，DEH系统自动进行冲转，当转速到500r/min时，停3～5分钟后，关闭调门，使汽机惰走。由电厂运行人员进行磨擦检查。磨擦检查状态可随时中断，直接进行升速。2.3.2.4超速保护和超速试验2.3.2.4.1DEH中设计了三道防止汽机超速的措施，即103%超速保护（OPC）、110%电气超速跳闸（AST）和112%机械超速跳闸。当机组超速达到3090r/min时，发出OPC指令，OPC电磁阀动作并立即关闭调节门抑制转速飞升，自动控制机组在3000r/min稳定运行。当机组超速达到3300r/min时，发出110%超速指令并立即关闭主汽门和调节门抑制转速飞升，跳机。由危急遮断系统负责关主汽门，DEH系统负责关调门。当机组转速超过3360RPM时，机械撞击子在离心力的作用下飞出，使保安系统动作，关闭主汽门、调速汽门，汽机跳闸。2.3.2.4.2在DEH系统控制下可分别进行超速保护试验(103%及110%)，机械超速保护试验。并记录最高转速。103%动作时DEH系统关闭所有调门，110%动作时DEH系统关闭所有主汽门和调门。2.3.2.5同期DEH系统提供同期接口。机组在3000r/min定速后，由DEH系统接收同期装置增减信号控制转速实现自动同期，同期速率可在线修改。2.3.2.6自动带初负荷及负荷限制机组并网后，DEH系统将自动带初负荷以防止逆功率运行，主汽压不同阀门附加开度不同，并且有负荷限制功能。初负荷值可在线修改。2.3.2.7自动调节负荷DEH系统可按运行人员给定的目标值及负荷变动率自动调节机组的负荷。控制负荷在允许范围内波动，取调节级压力控制作为功率控制的内环。功率回路及调节级压力回路可由操作员进行投/切，回路投/切是无扰的。2.3.2.8阀位控制当闭环控制回路出现故障时，DEH自动切换道手动阀位控制方式。在手动方式下，由操作人员操作阀门“增、减”键直接控制负荷升降。2.3.2.9后备手操功能系统系统出现故障时，系统自动切换到手动，由运行人员通过DEH后备硬手操盘操作阀门“增”、“减”键，通过伺服卡来控制阀门开度，维持机组运行。2.3.2.10主汽压控制及限制DEH系统具有主汽压控制和限制功能，即DEH系统将机前蒸汽压力控制在运行人员给定的目标值上。机跟炉时，机前压力波动≤±0.15Mpa。2.3.2.11Runback功能提供二个速率分别为50％/min和100％/min的快速降负荷的接口。2.3.2.12一次调频限制可根据需要决定机组是否参与一次调频，不等率可调。2.3.2.13瞬间甩负荷快控及自带厂用电当由于电力系统的故障导致瞬间发电机与电网解列或大幅甩负荷，DEH系统能立即快速关闭调节门并延迟一段时间后，再自动快速将调节门重新开启，以保证自动重新并网时不致造成电力系统振荡。在与电网解列期间能确保机组不打闸停机，能稳定地自带厂用电运行，维持对外供热。2.3.2.14具有汽机功率或排汽流量控制。2.3.2.15具有背压保护功能。2.3.2.16故障诊断报警DEH系统可在线进行故障自诊断并给出报警，诊断可至通道级，并能判断故障原因。当诊断到模板故障后，可在线进行更换，重要I/O故障时，自动切换手动运行和自动追忆打印。故障报警为声光报警。2.3.2.17实现运行过程中的监视、越限报警、追忆和打印功能。DEH的监视系统至少有下列功能：——显示：包括工艺流程及参数显示、成组显示、棒状图显示、趋势显示及报警显示等；——制表记录：包括定期记录、操作员请求记录、历史数据记录等。——操作指导——报表打印2.3.2.18可以在工程师站进行在线参数修改，组态。2.3.2.19模拟试验功能DEH系统可与仿真机配合，模拟机组的全部启动过程，或者在工程师站进行模拟仿真试验，以便在启动前及调试时对系统的功能及逻辑进行检验。停机可以进行仿真试验。2.3.2.20DEH系统具有自动停机功能。2.3.2.21阀门在线试验：主汽阀门在规定条件下进行在线试验不会造成机组负荷扰动。2.3.3．DEH控制系统技术性能指标2.3.3.1控制范围：盘车转速～3500r/min，精度±1r/min。2.3.3.2负荷控制范围0－115％，负荷控制精度0.5％。2.3.3.3转速不等率3－6％可调。2.3.3.4背压压力不等率0－10％可调2.3.3.5升速率控制精度±1r/min/min。2.3.3.6系统迟缓率，调速系统<0.3％。2.3.3.7系统控制周期小于50ms。2.3.3.8甩满负荷下转速超调量<9％，维持3000r/min空转。2.3.3.9平均连续运行时间DEH系统MTBF>25000小时2.3.3.10系统可用率不小于99.9％。2.3.3.11DEH系统装置运行环境0－40℃。2.3.4．设备规范2.3.4.1电子控制装置2.3.4.1.1DEH系统的电子部分硬件至少包括基于微处理器的控制机柜，操作员站，打印机，专用操作面板和工程师站。若DEH系统与DCS系统为同一供货商，DEH系统电子部分硬件要求与DCS系统硬件一致，并与DCS共用同一高速公路，即DEH系统电子部分为DCS系统的一个站。若采用不同系统，要求保证双方通讯规范的开放。2.3.4.1.2机柜内的所有模件均是固态电路，具有标准化、模件化和带电插入式的结构。2.3.4.1.3执行控制和逻辑功能的全部的处理器模件冗余配置，一旦某个工作的处理器模件发生故障，系统能自动地以双向无扰方式快速切换，切换时间不大于20毫秒,并在操作员站报警，保证系统的控制和保护功能不会因冗余切换而丢失或延迟。2.3.4.2I/O类型2.3.4.2.1包括AI，AO，DI，DO，热电阻输入，热电偶输入、脉冲量输入，通过I/O模件，DEH系统能为4～20mA二线制变送器和阀位传送器提供24VDC电源。2.3.4.2.2卖方提供的模拟量、数字量和脉冲量能满足汽机监控系统的要求，详细I/O清单根据系统实际需要由买卖双方再行确定。2.3.4.2.3为保证系统运行的可靠和留有扩展的余地。机柜内每种类型的I/O测点都留有15%的备用，每个机柜内有20%的模件插槽备用量；DPU处理器负荷率<30％，存贮器负荷率<50％，通讯负荷率<40％。这些都是按系统联调成功正式投运时的最终容量计算的百分比值。2.3.4.2.4数据通讯系统的负载容量：在最繁忙时，以太网通讯总线的负荷率不大于20%，令牌网通讯总线负荷率不大于40%，这也是按系统联调成功正式投运时的最终容量计算的百分比值。2.3.4.2.5卖方以书面文件形式提供所有硬件I/O通道测试参数。2.3.4.3人机接口及其他2.3.4.3.1操作员站2.3.4.3.1.1基本功能如下：——监视系统内每一个模拟量和数字量——显示并确认报警——显示操作指导——显示趋势画面和信息——控制驱动装置——自动/手动控制方式的选择——调整过程设定值和偏置等——调试期间，操作员站有工程师站的功能，调试结束后，该功能闭锁。2.3.4.3.1.2操作员站至少包括：一台22"工业用彩色液晶显示器，一台操作员站处理器，一个专用操作键盘和操作面板。2.3.4.3.1.3若DEH与DCS为同一供货商时，单元控制室内的操作员站组态相同，可互为备用。2.3.4.3.1.4LED画面能在1秒内完全显示，所显示数据至少每秒刷新一次。2.3.4.3.2工程师站2.3.4.3.2.1卖方提供一套台式工程师站，用于程序开发，系统诊断，控制系统组态数据和画面的编辑及修改。还能通过数据高速公路，调出系统内任一处理单元的系统组态信息和有关数据，并能在线下载到各处理单元和操作员站，并配有关的外设。2.3.4.3.2.2若DEH与DCS为同一供货商时，工程师站可互为备用。2.3.4.4机柜2.3.4.4.1机柜防护等级优于NEMA12，端子排的安装位置便于接线，距机柜底部距离不少于300mm，机柜外型尺寸、色彩与DCS机柜相协调。机柜内提供照明，机壳安全接地。2.3.4.4.2机柜内设备及接线端子·继电器选用欧姆龙继电器·接线端子采用凤凰端子2.3.4.5软件2.3.4.5.1卖方提供一套完整的满足本规范书要求的程序软件包，包括实时操作系统程序和用程序，并负责系统的生成，组态，CRT画面生成和打印制表格式的生成等。2.3.4.5.2在工程师站上均能对系统的组态进行修改，系统内增加或交换一个测点，不必重新编译整个系统的程序。2.3.4.5.3组态软件是模块化的结构，对用户是透明的，便于买方方便地进行组态。2.3.4.5.4卖方将来对系统软件进行升级时，免费为买方进行升级。2.3.4.6电源2.3.4.6.1卖方提供DEH总电源装置，这个装置能接受由买方提供的两路220V10%，50HZ1HZ的单相电源，这两路电源均来自买方提供的UPS，两路电源在DEH电源装置内互为备用，自动切换。电源切换时间小于5ms，以保证操作员站和工程师站等不会重启。2.3.4.6.2卖方将DEH总电源，合理地分配到所提供的每一个机柜，包括操作员站和工程师站等。并在各个机柜和站内配置相的冗余电源切换装置和回路保护设备。2.3.4.6.3DEH总电源装置为系统机柜提供冗余的直流电源，并且有足够的容量和适当的电压，能满足设备负载的要求。两套直流分别由两路交流电源供电。2.3.4.6.4电源负荷率小于50％。任何一路电源的故障均不导致系统的任一部分失电。任一路电源故障都报警，并自动切换到另一路，并确保不会导致保护系统的误动。2.3.4.6.5电子装置机柜内的馈电分散配置，以获取最高可靠性。对I/O模件，处理器模件、通讯模件和变送器都提供冗余电源，附有电源分配图。2.3.4.7环境2.3.4.7.1系统设计采用各种抗噪技术，包括光电隔离、高共模抑制，合理的接地和屏蔽等。卖方对DEH系统的接地提出建议，系统能接受与电气共用全厂接地网而不必设置专用接地网。2.3.4.7.2系统能在环境温度0~40℃，相对湿度10%~95%(不结露)的环境中连续运行。2.3.4.7.3系统能在电厂的电子噪声、射频干扰和振动的现场环境中连续运行，且不降低系统的性能。2.3.4.7.4在距电子设备1.5米以外发出的工作频率400～900MHz、功率输出达

5W的电磁干扰和射频干扰，不影响系统正常工作。2.3.4.7.5DEH总接地能直接接到电厂电气接地网上。买方不接受需设单独接地网的DEH。卖方提供DEH详细的接地方式及要求（包括对电缆规范的要求），接地电阻允许不大于2Ω。2.3.4.8就地仪表卖方随DEH系统提供一套用于实现系统控制、监视、报警及保护功能所必需的过程参量检测装置，如变送器、阀门传感器、过程变量开关、热电阻、热电偶等(详见供货清单，包括设备名称，型号规范及数量等)，另外随液压系统提供，诸如压力表、温度表、液位仪表等就地仪表，以满足现场巡视及就地操作需要。2.3.4.9EH系统技术性能2.3.4.9.1所有EH系统的对外安装尺寸，机械电器接口、外形尺寸、安装使用要求，由卖方设计并提供传递图。2.3.4.9.2EH系统工作油压：主油泵出口油，工作油温40－60℃。2.3.4.9.3系统的工作介质为低压透平油。2.3.4.9.4超速限制OPC电磁阀和超速保护AST电磁阀均冗余配置，电磁阀选用德国海龙产品。2.3.4.9.5电液转换器的滤油器为并联配置，互相备用。2.3.5．供货范围卖方负责进行DEH系统的设计，提供符合本技术规范要求的硬件、软件、服务和有关图纸资料，主要包括下列内容：2.3.5.1DEH系统的全套硬件及满足本技术规范功能要求的全部用软件、并负责系统的组态的生成。2.3.5.2整套液压系统。2.3.5.3DEH系统范围内的就地仪表、控制设备及箱、柜、接线盒。2.3.5.4DEH系统设备之间互联的预制电缆；有关安装材料、仪表阀门、管接头等。2.3.5.5随机备品备件（包括各种滤芯、“O”型圈、电磁阀等）、专用工具和消耗型材料，其中各类模件(包括I/O模件、通讯模件、DPU模件、电源模件、转速模件、LVDT模件、阀门执行模件、端子板、中间继电器)≥10%，不足1件供1件。2.3.5.6DEH选型DEH随汽轮机成套供货。配供的DEH尽可能采用与DCS相同硬件，硬件冻结放在买方DCS招标确定以后。2.3.6.备品备件2.3.6.1卖方保证备品备件长期稳定的供货。对主要设备或与主设备功能相同并接插兼容的替代品，其备品的供货期至少是设备验收后十年或该设备退出市场后五年（二者之中取时间长的一种）。当卖方决定中断生产某些组件或设备时，预先告知买方，以便买方增加这些设备的备品备件。2.3.6.2卖方对所供DEH进行在线联调、现场可利用率测试（SAT）以及三年运行维护所必需的备品备件提出建议和报价。以后按不高于此报价的价格提供备品备件。2.3.6.3备品备件清单中有详细的说明，以便买方了解这些备品备件用于那些具体项目上。2.3.6.4卖方用于DEH的标准组件如有改动，则编制备品备件清单时作相应修改。2.3.6.5卖方提供有关备品备件的保管资料，如：存放期限，是否需干燥剂等。2.3.6.6所有备品备件的一些主要部件（如印刷电路板）在发运前，都逐件进行测试，以保证在DEH中正常运行。2.3.6.7每一种类的模件(包括I/O模件、通讯模件、DPU模件、电源模件、转速模件、阀位反馈模件、端子板、中间继电器)，至少有10%的备品备件。2.3.7．技术文件2.3.7.1总则a.合同签字之后，卖方在第一次DLM上提出一份在合同期间准备提交买方审查、确认或作参考的文件和图纸清单。清单包括需由买方确认的图纸、进度和文件，并准备一份有关合同情况的详细工作报告。b.卖方提供的所有图纸必须完全符合所供系统，并及时反映出目前工程设计进度，所有资料均装订，并标明修改的版本号和日期。c.卖方保证所供文件和图纸完全能满足电厂安装、投运、正常运行和维护的需要。d.所有文件，卖方同时提供10套给买方，此外卖方还提供3套储有系统最终组态的磁盘。2.3.7.2硬件资料卖方提供的资料包括涉及所有系统部件的安装、运行、注意事项和维护方法的详细说明，此外还包括所购设备的完整设备表和详细指南。与设备表相对的设备项目代号在所有相关图纸上表示出来，卖方还根据要求提供设备代号与市场上可买到的该设备型号间的参照表。卖方至少提供下列手册和图纸：系统硬件手册系统操作手册系统维护手册系统组态手册构成系统所有部件的原理图内部布置图符合买方要求格式的外部连接图，图上有电缆编号和端子编号；每只机柜、操作台的总布置图，这些图中标明各模件和组装件的编号并包括正视图、后视图、开孔图、总尺寸及开门所需的净空距离；所有控制和调整装置在维护时所需的校验曲线；所有卖方外购设备手册及清单；DEH使用的一些特殊机械设备详图安装步骤、包括装配细节、设备散热和设备重量等设备、材料清册所有外围设备的样本（包括CRT、键盘、打印机、硬考贝等）DEH设备供货清册现场测点及现场设备布置图逻辑图、原理图、接线图盘、柜、操作面板接线及外部端子排接线图电源要求、接地要求盘、柜的安装要求及外形尺寸校验报告等2.3.7.3软件资料A.卖方提供两套足以使买方能够进行检查和修改的所有系统程序和组态软件，这些文件包括打印出来的程序，并装订成册。B.卖方还提供计算机外围设备所有的驱动程序（如打印机、硬拷贝等）。C.使用编程语言的系统站的支撑软件其至少有下列有关文件：a.系统功能说明这一文件采用通俗易懂的文字描述每一个系统的功能，所有特定术语有定义，此外配上一定的流程图或类似的描述。b.一般软件资料这一文件包括的所有与编程语言有关的指导和参考手册，特别是用于采用了特殊计算机硬件的汇编语言，文件完整、清晰、能允许对现有的程序进行修改、增删以及编制新程序，其中还包括编程和调试的指导性资料。c.编程指导材料卖方提供用于各系统程序的源码说明，包括交互在程序中的注释，以便整个程序的理解，这一资料存放在磁带和硬盘内提供给买方。2.3.7.4用户手册卖方提供适合于用户工程师使用的、高质量的用户手册。这些手册既可用作教材，又可用作参考手册，内容至少包括：—CRT和键盘用户手册—图形手册—试验、检查、故障检修和投运步序2.3.7.5控制逻辑文件(工程组态图)卖方提供适合于非计算机专业的工程控制工程师使用高质量文件。模拟控制回路及逻辑回路的组态，通过驻存在处理器模件中的各类逻辑块的连接，直接SAMA图、梯形图和逻辑图方式进行，并用易于识别的工程名称加以标示。控制逻辑文件、工程组态图清晰完整，并包括下列内容：各类逻辑块、梯形图的详细的定义和说明。所有回路的SAMA组态图，在图上与之相关的连锁和许可条件所在逻辑组态图编号和注释。包含联锁和许可条件的逻辑组态图，图上标出与之相关的SAMA组态图的编号注释。工程组态符合最终的安装、调试要求，并作为最终的安装、调试的依据。控制工程师的用户手册。组态文件打印程序作为控制系统的一个功能提供给买方。2.3.7.6I/O清单2.3.7.6.1卖方提供一份经最终联合确认的含有系统所有的过程输入、输出清单，该清单包括下列项目：输入/输出点说明、模件和插槽代号、设计编号、端子号、信号类型、故障状态、手动状态、电缆编号、报警限值、计算用途、记录/报表要求、显示格式和修改版本号等等。2.3.7.6.2卖方负责设计DEH与DCS、TSI、ETS、RTU等相连系统的接口连接施工图，端子接线图及相关资料和要求。2.3.8.设计联络2.3.8.1召开设计联络会，及时协调设计工作，并讨论有关技术问题。2.3.8.2根据需要，由买卖双方共同商定设计联络会的安排，包括会期、地点和参加人数等。2.3.9.试验和验收2.3.9.1在每一个部套完工后，均应做单个部套的性能试验，有试验记录，检验合格证。2.3.9.2DEH和EH装置功能都必须模拟试验、联动试验。试验大纲由卖方提供，双方协定。试验应按试验大纲逐项进行，验收合格后方可出厂。2.3.9.3试验记录、考机记录在出厂验收时提供给买方。2.3.10、包装、运输和仓储2.3.10.1卖方负责按产品性质把所供设备（包括备品备件）包装完好，运到买方建设工地，进行联调。对EH各部套及管件进行严密封存。2.3.10.2装置到现场后，由买卖双方当面开箱、按装箱单验收。2.3.11、安装、调试和服务2.3.11.1卖方应派专业人员负责指导DEH系统安装、通电启动和现场调试的全过程，并参与系统功能投运测试直至开机带额定负荷，DEH系统能令人满意的控制汽轮发电机组运行，达到DEH的全部功能要求的性能指标运行正常。2.3.12.质保2.3.11.1质保期同汽轮机。2.3.11.2卖方同时承诺：对用户的要求在24小时内及时响应，如有需要，在48小时内抵达现场。对DEH系统软件的升级免收软件升级费，并对所供系统终生保修。2.3.13、培训2.3.13.1卖方负责培训用户的运行、维护工程技术人员，使他们能熟练地操作、维护、修改和调试DEH系统。2.3.13.2工程服务及培训同主机。2.4汽轮机紧急跳闸系统（ETS）2.4.1基本要求2.4.1.1ETS应采用双冗余DPU或PLC来实现汽轮发电机组的跳闸保护功能。系统必须双机热备，全过程冗余，并使系统能在机组各种运行工况下正确、连续、可靠地起到保护作用。2.4.1.2ETS系统应包括机柜、盘装操作试验面板、继电器、电源、开关等必要的电气设备。2.4.1.3ETS系统的输入信号及通道应多重化设置，任何单一元件故障或电源故障均不影响整套装置的正常工作或引起保护误动，跳闸原因未消除时，各保护项目不得手动或自动复归。2.4.1.4ETS含SOE功能，ETS与分散控制系统（DCS）、汽机控制系统（DEH）及其它控制系统的信号联接均采用硬接线方式。2.4.1.5ETS应具有方便地切投各项保护的手段。每一个保护项均配有独立的保护投切开关，并有一个总保护开关。2.4.1.6ETS应为DCS提供所有汽轮机紧急跳闸SOE信号。2.4.2系统功能2.4.2.1ETS应有汽轮发电机的开关量监视和跳闸保护以及部分保护的在线试验功能。在各种工况下当发生不能保证热力系统、设备正常运行或危及设备安全时，及时发出报警信号引起运行人员注意以便进行处理直至停止机组。2.4.2.2每个跳闸的报警信号留有两个无源的干接点输出，容量为24V2A或220V2A。2.4.2.3状态监视功能，包括：――电源监视――通道状态指示――ETS的参量越限时，发出报警信号。2.4.2.4保护在线功能为确认保护回路的一次元件及停机电磁阀均在正确完好的工作状态，可在线试验这些保护项目动作的正确性，并在当试验保护回路，发生跳闸保护条件时系统仍能完成停机保护功能。2.4.2.5跳闸保护功能汽轮机的超速停机；（3,三取二逻辑）汽机背压低停机；（3,三取二逻辑）汽机润滑油压低停机；（3,三取二逻辑）汽机轴向位移大停机；（2，正负两点或逻辑）汽机胀差大停机；（1个）汽机振动大停机；（4个）发电机主保护动作停机；（2，二取一逻辑）DEH失电停机；运行人员手动停机；外部信号接入不少于8个。（外部进入控制信号，使汽机遮断停机）轴瓦温度达到极限值停机2.4.3设备规范2.4.3.1ETS装置安放在机柜之中。机柜的防护等级不低于IP52，端子排的安装位置应便于接线，距柜底不小于300mm。机柜外型尺寸、色彩应与DEH机柜相协调。机柜内应提供照明，机壳安全地。继电器选用欧姆龙继电器；接线端子采用凤凰系列端子。所有DI信号要求有端子排便于现场接线。2.4.3.2专用操作试验面板2.4.3.2.1专用操作试验面板是ETS装置的人机接口，运行人员应能借助该操作板完成ETS回路的状态监视、试验和跳闸操作。2.4.3.2.2状态显示有（但不限于此）电源正常、润滑油压低、在线试验等。2.4.3.2.3控制和在线试验功能：遮断试验、灯光试验、遮断试验复位、遥控遮断试验、试验通道选择1与2（双开关）、紧急停机（双按钮）等。2.4.3.2.4操作盘放置在机柜中，并留有远方跳闸接口。2.4.3.3供电电源2.4.3.3.1ETS系统应能接受买方提供的两路交流220VAC±10%，50Hz±2.5Hz的单相电源，并保证任何一路电源的故障均不应导致系统的任一部分失电，任一路电源故障都应报警。当两路电源均消失时，应确保系统安全停机2.4.3.3.2卖方应设计提供两路ETS机柜及操作电源。2.4.3.3.3卖方提供给ETS装置一路用于跳闸回路的220V·DC电源。2.4.3.4卖方提供的所有仪表刻度单位符合国际标准工程计量单位：2.4.3.5开关量输出负载能力：5A250VAC2.4.4．技术指标开入（DI）输入滤波延迟：3ms程序执行周期（PLC）：＜8ms跳闸逻辑回路响应速度：≤50ms供电电源：两路220VAC±10%/1KVA电源切换时间：≤50ms2.4.5．图纸资料卖方根据本规范书至少应提供以下资料：ETS系统图和操作说明现场测点及现场设备布置图逻辑图、原理图、接线图盘、柜操作面板接线及外部端子排接线图盘、柜的安装要求及外形尺寸电源要求2.4.6．ETS系统I/O信号清单停机条件(DI)汽机部分汽机转速高停机（3,三取二逻辑）DEH来汽机背压高停机（3,三取二逻辑）现场来汽机润滑油压低停机（3,三取二逻辑）现场来汽机轴向位移大停机（2，正负两点或逻辑）TSI来汽机差胀大停机（1）TSI来DEH失电停机DEH来汽机手动停机操作台按钮来汽机振动大停机（4，或逻辑）TSI来电气部分发电机主保护停机现场来备用条件备用条件1停机备用条件2停机备用条件3停机备用条件4停机备用条件5停机备用条件6停机备用条件7停机备用条件8停机状态反馈信号（DI）每个DI点都配有扩展继电器，扩展接点到SOE模块SOE报警（DO）ETS保护动作信号（2，去AST停机电磁阀）保护动作输出（DO）必有部分ETS保护动作信号（去DEH）ETS保护动作信号（2，去锅炉）ETS保护动作信号（去电气）2.5汽轮机监视系统（TSI）2.5.1．基本要求2.5.1.1 TSI汽机监视系统应能在机组各种运行工况下正确、连续、可靠地起到监视作用。2.5.1.2 TSI系统应包括机柜、电源、仪表等必要的电气设备。2.5.1.3任何单一元件故障或电源故障均不影响整套装置的正常工作。2.5.1.4TSI与分散控制系统（DCS）、汽机控制系统（DEH）、汽轮机紧急跳闸（ETS）及其它控制系统的信号联接均采用硬接线方式。2.5.2.系统功能2.5.2.1TSI基本功能应包括汽轮发电机组各类振动、胀差、轴向位移等的监视，输出模拟量信号至DAS。当上述参数越限时，输出开关量信号至ETS，及时发出报警信号引起运行人员注意以便进行处理直至停止机组。TSI采用本特利3500系列，TSI系统装在独立的机柜内。2.5.2.2 状态监视功能，包括：――电源监视――通道状态指示――TSI的参量越限时，发出报警信号。2.5.2.3 TSI在线监视的参数应包括：转速测量。（包括测速用进口传感器3个）；超速保护1套轴承振动。每瓦设置1个(包括发电机)（进口传感器4个）轴向位移1套。（进口探头、前置器、延伸电缆）胀差1套。（进口探头、前置器、延伸电缆）轴偏心。监测转子的弯曲值；汽缸膨胀。测量各汽缸左、右侧的胀缩值，装有就地表计，并可进入DCS；就地转速显示表撞击子动作指示器以上信号均可接入DCS；2.5.3.设备规范2.5.3.1TSI设备采本特利进口3500系列原装设备，包括一次元件、前置转换器、机架、预制电缆及其他辅助设备，同时负责指导该装置的现场调试及检修后的现场校验。2.5.3.2TSI装置需独立安放在机柜之中。机柜的防护等级不低于IP52，端子排的安装位置应便于接线，距柜底不小于300mm,机柜外型尺寸、色彩应与DEH机柜相协调。机柜内应提供照明，机壳安全地。继电器选用欧姆龙继电器；接线端子采用凤凰系列端子。为连接到DCS或外部系统的信号提供相应的隔离缓冲器，以防止外部故障传入。2.5.3.3卖方提供TSI监视系统冗余电源。任何一路电源的故障均不应导致系统的任一部分失电。任一路电源故障都应报警。2.5.3.4配用进口安全监测保护装置，该装置与机组所使用的信号，由卖方负责协调解决。2.5.3.5TSI模拟量输出信号要求为4～20mA，同一信号要求输出2路，不包括该装置本身所需的信号。2.5.3.6控制、报警、保护等接点输出、要求能各送出2对无源接点，容量为220VAC，3A。2.5.3.7引起停机的项目采用双通道测量。2.5.4．技术指标轴向位移测量量程：-2——+2mm线性误差：≤1.5%胀差测量：-4——+6mm线性误差：≤1.5%转速测量：0——5000转轴承振动测量：-500um——+500um线性误差：≤2%以上参数如与《汽机调试验收大纲》不符，以《汽机调试验收大纲》所提供的参数为准。2.5.5．图纸资料卖方根据本规范书至少应提供以下资料：TSI系统图和操作说明现场探头安装和布置图逻辑图、原理图、接线图盘、柜操作面板接线及外部端子排接线图盘、柜的安装要求及外形尺寸电源要求3设备技术数据3.1设备主要技术规范：序号名称单位数值1主汽门前额定压力MPa（a）8.83主汽门前最大压力MPa（a）8.83+0.49主汽门前最小压力MPa（a）8.83-0.492主汽门前蒸汽额定温度℃535主汽门前蒸汽最大温度℃540主汽门前蒸汽最低温度℃5253汽轮机额定功率MW164汽轮机最大功率MW185额定工况进汽量t/h174最大工况进汽量t/h1906排汽压力MPa（a）1.7+0.384-0.2547排汽温度℃3338额定工况给水温度℃1589额定工况汽耗（发电机效率：97.4%）kg/kW.h10.71最大工况汽耗（发电机效率：97.4%）kg/kW.h10.4410汽轮机转向（从机头向机尾看）顺时针方向11汽轮机额定转速r/min300012汽轮机单个转子临界转速（一阶）r/min＞3974汽轮机单个转子临界转速（二阶）r/min＞500013额定工况轴向推力t最大工况轴向推力t14汽轮机轴承处允许最大振动mm0.0315过临界转速时轴承处允许最大振动mm0.116级数1017汽轮机本体总重t64.518汽轮机本体最大尺寸（长×宽×高）mm6529×3278×39143.2汽轮机主要部件材质和性能：(1)汽缸材质 高压缸ZG20CrMoV或ZG15Cr1MoA中压缸ZG25（2）转子脆性转变温度 （FATT）120℃（3）叶轮材质 34CrNi3Mo（4）各级叶片材质高温区1Cr11MoV，中温区1Cr13，（5）汽缸螺栓材质20Cr1Mo1V(450℃以上)（6）汽封片（块）材质15CrMoA，1Cr18Ni9Ti（7）汽封弹簧片材质GH2136，3Cr13（8）大轴30Cr1Mo1V（9）高压喷嘴室 ZG20CrMoV或ZG15Cr2Mo1 （10）导汽管15Cr1MoV3.3重量(1)转子（每个转子） 7780kg (2)上汽缸 10000kg(3)下汽缸 12500kg(4)总重 64500kg3.4行车吊钩至汽轮机中心线的最小距离：(1)带横担时