汽轮机采购合同(协议).doc

科右中热电厂1330MW空冷供热机组工程汽轮机采购合同 附件内蒙古科右中热电厂1X330MW空冷供热机组工程汽轮机技术协议买方： 内蒙古京能富祥发电有限责任公司 卖方：上海电气集团股份有限公司 设计方：内蒙古电力勘测设计院二零零七年六月附件89第三卷 附 件附件1 技术协议1 总则本协议适用于内蒙古科右中热电厂1330MW空冷供热机组工程。包括汽机本体及本体辅机，它提出了该设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。本协议中提出了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，卖方提供一套满足本技术协议和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。买、卖双方执行本技术协议所列标准有不一致时，按较高标准执行。卖方在设备设计和制造中所涉及的各项规程、规范和标准遵循现行最新标准版本。本技术协议若前后有不一致的地方，以更有利于设备安装运行、工程质量的原则为准，并由买方确定。卖方、买方严格遵守本技术协议，如卖方提出某些修改要求，须以书面提出，经协商后并征得买方同意；如买方提出某些修改要求，以书面提出，卖方在技术条件允许的情况下满足买方的要求。如涉及商务另行协商。本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切的技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方按国内最新技术的330MW机组提供符合本技术协议书和国家有关最新标准的优质产品，并对产品的技术改进进行充分地说明。卖方承诺根据科右中热电工程的气象条件和供热负荷特点，在各种工况下，对汽轮机中低压缸（特别是汽轮机低压缸尾部及末级叶片）进行优化；待空冷岛供货商确定后，由设计院、卖方、空冷岛供货商进一步配合，对冷端进行详细的优化工作。合同签订 1个月内，按本协议的要求，卖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、运行和维护等标准清单给买方，供买方确认。卖方对供货范围内的汽机成套系统设备（含辅助系统及设备、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）的主要产品制造商事先征得买方的认可。对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方考虑和提供与DCS控制系统的接口并负责DEH侧与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。在签订合同之后，买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，具体项目由买卖双方共同商定。在设计优化过程中，当主机参数发生变化时而补充的变化要求，设备不加价。本工程采用KKS标识系统，卖方提供的技术资料（仅限于传递图）和设备的表示必须有KKS编码。系统的编码原则由设计院提出，具体编制标识由卖方提出，具体在设计联络会上讨论确定。本技术协议为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。1.1 厂址自然条件内蒙古科右中热电厂1330MW供热机组工程为新建工程。主要承担科右中旗巴彦呼舒镇的集中供热和当地的电力负荷供应。11.1厂址内蒙古科右中热电厂1330MW供热机组工程厂址位于内蒙古东北部的兴安盟科尔沁右翼中旗(简称科右中旗)，旗政府所在地巴彦呼舒镇内，电厂处于镇西南方向。1. 1.2气象条件多年平均气温： 5.9多年平均最高气温： 12.0多年平均最低气温： 0多年极端最高气温： 40.5 多年极端最低气温： -30.9 多年平均水汽压： 6.8 hPa多年最大水汽压： 32.9 hPa多年最小水汽压： 0.0 hPa多年平均相对湿度： 48 %多年最小相对湿度： 0 % 多年平均降雨量： 397.66 mm多年一日最大降雨量： 115.5 mm 多年平均蒸发量： 2165.2 mm 多年最大积雪深度： 12 cm 多年平均风速： 4.3 m/s多年最大风速： 32.0 m/s 多年主导风向： WN多年夏季主导风向： N多年冬季主导风向： WN土壤最大冻结深度： 1.78 m1. 1.3 冷却水机组使用翰嗄利水库水作为电厂的补充水。辅机冷却采用开式循环冷却水。开式循环冷却水系统的水源为水库水。该系统采用独立的循环冷却水系统，采用自然通风冷却塔的循环水系统，供冷却水量大且对水质要求不高的冷却设备用水。开式循环冷却水设计水温： 33供水压力：0.30.5MPa（g）1. 1.4 电厂永久性服务设施 （1）开式循环冷却水系统的冷却水设计最高温度为38。 （2）厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.450.8MPa，工作压力下的露点比工作环境的最低温度低10。 （3）电源：交流电源供电电压6kV、380/220V； 直流电源供电电压220V（动力）、220V（控制）1. 1.5 锅炉水汽质量标准（应符合火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB/T12145-1999 的有关规定）如下表: 水汽质量标准介质名称分析项目指 标热网补充水溶氧100mg/L总硬度700mmol/L悬浮物5mg/L锅炉补给水电导率(25)0.3mS/cmSiO220mg/L蒸 汽电导率(25)0.3mS/cmSiO220mg/kg钠10mg/kg铁20mg/kg铜5mg/kg给 水(挥发性处理，碱性工况)联氨10-30mg/L(挥发性处理)油0.3mg/L溶解氧7mg/L铁20mg/L铜5mg/L硬度0mmol/LpH(25)8.89.3(有铜系统)9.09.5(无铜系统)炉 水含盐量20mg/LSiO20.25mg/LpH(25)9.010.0电导率(25)50mS/cm1.2 机组运行条件1.2.1 机组运行方式按复合滑压运行或定压运行两种方式考虑。1.2.2 机组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（10040范围）。采暖期满足采暖要求。机组能满足锅炉不投油最低稳燃负荷不大于35B-MCR条件下，长期安全稳定运行的要求。1.2.3 机组年运行模式机组年利用小时数为6500小时；年平均运行小时数不小于7500小时。机组年运行模式：序号电负荷(MW)平均抽汽量(t/h)运行小时发电利用小时1100%额定出力35004000275%额定出力20001500350%额定出力200010004总计750065001.2.4 给水泵配置机组配有250%B-MCR的汽动调速给水泵和1台30%的电动调速给水泵，两台运行，一台备用。1.2.5 回热系统机组回热系统采用一次再热系统，三级高压加热器，一级除氧器和三级低压加热器组成七级回热系统。高压加热器疏水逐级自流进入除氧器，低压加热器疏水逐级自流到排汽装置。汽轮机排汽冷却方式为机力通风直接空冷。1.2.6 旁路的设置暂定机组设置35B-MCR高、低压串连旁路，简化功能旁路，主要用于机组启动。1.2.7 负荷变化率机组允许的负荷变化率应为:50100%T-MCR不小于5% T-MCR /min50%以下T-MCR不小于3% T-MCR /min负荷阶跃 10% T-MCR /min机组能承受上述负荷变化而不影响其稳定运行。1.2.8 发电机励磁方式发电机励磁方式采用静态励磁。1.2.9 系统容量与连接发电机经升压变压器接至220kV系统,升压变压器阻抗暂按14%,系统短路容量按50kA。1.2.10 起动、并网和带负荷机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同起动方式下参数配合的要求。卖方提供上述不同起动方式下的起动曲线，包括蒸汽（主蒸汽和再热冷、热段蒸汽）和给水的压力、温度和流量等；从汽机冲转的时间，到同步并列时间和负荷上升到满负荷的时间，以供买方核算。1.2.11机组布置方式室内纵向顺列布置，从机头向发电机看，排汽管道接口及润滑油管道在右侧。机组运转层标高为12.6m。1.3 基本技术规范1.3.1 额定功率330MW（纯凝汽工况）1.3.2 汽轮机参数汽轮机形式：亚临界蒸汽参数、一次再热、直接空冷、单轴双排汽采暖抽汽供热式机组。高压主汽阀前主蒸汽额定压力16.67MPa.a高压主汽阀前主蒸汽额定温度538中压主汽阀前再热蒸汽压力3.509MPa.a(THA工况)中压主汽门前再热蒸汽额定温度538采暖抽汽压力0.30.55MPa.a额定采暖抽汽压力 0.4 MPa.a额定采暖抽汽量350t/h最大采暖抽汽量400t/h背压14kPa.a最终给水温度 273.1(THA工况)上列参数允许在小范围内变动。额定转速3000r/min旋转方向(从汽轮机向发电机方向看)顺时针方向再热系统压力损失（高压缸排汽与中压主汽门入口的压差）10%。1.3.3 锅炉参数锅炉形式：亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、平衡通风，固态排渣，全钢构架。制粉系统采用中速磨正压冷一次风机系统。每台锅炉配6台中速磨，其中1台备用。锅炉最大连续蒸发量(B-MCR)与汽轮机匹配过热器出口蒸汽压力17.5MPa(g)过热器出口蒸汽温度541再热器进口蒸汽压力3.8989 MPa.a(THA工况)再热器出口蒸汽温度541省煤器进口给水温度272.8(THA工况)1.3.4 发电机参数额定容量388MVA额定功率330MW额定电压20kV额定功率因数0.85(滞后)额定频率50Hz额定转速3000r/min1.4 机组工况定义1.4.1 机组输出功率机组的额定功率为330MW（THA）。额定功率是指机组输出功率。机组输出功率发电机输出端功率非同轴励磁功率非同轴主油泵消耗功率。1.4.2 能力工况（铭牌工况TRL）1.4.2.1 工况条件1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值；蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压力为32kPa.a，纯凝汽运行；3) 补给水率为3%；4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5) 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38。1.4.2.2 工况要求在上述工况条件下，汽轮发电机组应在寿命期内保证能安全连续运行。TRL工况下，汽轮机进汽量 1139.066 t/h，机组输出额定功率330MW，热耗值 8786.7 kJ/kW.h。此工况下的进汽量称为能力工况进汽量。1.4.3 汽轮机最大连续出力工况(T-MCR)1.4.3.1 工况条件1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量等于能力工况进汽量，蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压力为14kPa.a，纯凝汽运行；3) 补给水率为0%；4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5) 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26。1.4.3.2 工况要求在上述工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；此工况机组输出功率为最大连续出力（T-MCR）。机组提供输出功率值 351.883 MW和热耗值 8333.4 kJ/kW.h，此工况作为最大出力的考核值工况。1.4.4 调节阀全开工况（VWO）1.4.4.1 工况条件1) 汽轮机进汽调节阀门全开2) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量不小于105的能力工况进汽量，蒸汽品质满足规定的要求；3) 汽轮机低压缸排汽压力为14kPa.a，纯凝汽运行；4) 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；6) 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26。1.4.4.2 工况要求此工况条件下汽轮发电机组应在保证寿命期内能安全稳定运行，卖方提供此工况下(VWO工况)，汽轮机进汽量 1196.02 t/h，的机组输出功率 366.178 MW。此工况为检验汽轮机进汽能力工况。1.4.5 汽轮机额定工况(THA)1.4.5.1 工况条件1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压力为14kPa.a，纯凝汽运行；3) 补给水率为0%；4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5) 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26；6) 机组输出功率为330MW。1.4.5.2 工况要求此工况条件下汽轮发电机组应在保证寿命期内能安全连续经济运行；此工况的汽轮机进汽量称为汽轮机THA工况进汽量， 卖方提供汽轮机THA工况进汽量 1056.138 t/h值和热耗保证值 8354.1kJ/kW.h；此工况作为汽轮机热耗保证值的验收工况。1.4.6 额定采暖抽汽工况1.4.6.1 工况条件1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，蒸汽品质满足规定的要求；2) 额定采暖抽汽（供热网抽汽）压力0.4MPa.a；3) 额定采暖抽汽量350t/h；4) 最大采暖抽汽量400t/h； 5) 补给水率为0%；6) 背压7.0kPa.a； 7) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；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26；1.4.6.2 工况要求此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求；卖方提供此工况下汽轮机的额定进汽量为铭牌供热工况进汽量 1139.066t/h，机组输出功率 308.118 MW和热耗值 6379.0 kJ/kW.h。1.4.7 阻塞背压工况1.4.7.1 工况条件1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量为额定工况进汽量，蒸汽品质满足规定的要求；2）汽轮机低压缸排汽压力为7.5kPa.a，纯凝汽运行；3) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；4) 补给水率为0%；5) 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26；1.4.7.2 工况要求当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为额定进汽量下的阻塞背压工况，此时，汽轮机的背压称作额定进汽量下的阻塞背压。此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；阻塞背压工况下汽轮机进汽量为 1056.138 t/h时，机组输出功率为 333.448 MW，热耗值为 8268.7 kJ/kW.h。1.4.8 锅炉应在保证汽机进口蒸汽参数为额定值的条件下，生产足够的蒸汽量，与汽轮机阀门全开（VWO）时的流量相匹配。即不小于汽轮机T-MCR工况时所需蒸汽流量的1.05倍，这个蒸汽流量称为锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）。1.4.9 发电机的额定容量应与汽轮机的额定出力相匹配；发电机的最大连续输出容量应与汽轮机T-MCR工况下的出力相匹配。2 汽轮机技术要求2.1 总的技术要求汽轮机采用先进的、成熟的、可靠的技术，其所有零部件的设计适应空冷机组在高背压、背压变化幅度大、背压变化频繁下的运行特点，适应温度变化而产生的热胀冷缩，满足机组安全可靠、经济运行。卖方承诺与电机厂积极配合并由卖方技术归口完成汽轮发电机的相关轴系分析计算，使汽轮发电机组，安全可靠，满足相关的技术要求。汽轮机额定设计背压允许买方经最终的冷端优化后修定，卖方承诺与额定设计背压有关的数据可做相应修改。2.1.1 主要技术规范2.1.1.1 汽轮机为亚临界蒸汽参数、一次再热、直接空冷、单轴双排汽采暖抽汽供热式机组。2.1.1.2 额定功率 330MW2.1.1.3 额定参数高压主汽阀前主蒸汽额定压力16.67MPa.a高压主汽阀前主蒸汽额定温度538中压主汽阀前再热蒸汽压力 3.509MPa.a(THA工况)中压主汽门前再热蒸汽额定温度538采暖抽汽压力0.30.55MPa.a额定采暖抽汽压力 0.4MPa.a额定采暖抽汽量350t/h背压14kPa.a最终给水温度 273.1(THA工况)额定转速 3000r/min 旋转方向从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向2.1.1.4 回热系统 三级高加、一级除氧、三级低加。2.1.1.5 高压加热器给水系统采用大旁路系统，事故情况下，高加全部解列；低压加热器凝结水系统采用小旁路系统。2.1.1.6 机组布置方式汽轮发电机组室内纵向布置，润滑油管道及油箱布置右侧（自汽轮机向发电机看）。机组运转层标高12.6m。2.1.2 机组的输出功率2.1.2.1 机组工况定义见1.4项。2.1.2.2 在能力工况条件下，汽轮机在寿命期内能安全连续运行，保证机组输出额定功率330MW。2.1.2.3 在最大连续出力工况（T-MCR）条件下，汽轮机在寿命期内能安全连续运行。汽轮发电机组输出功率为 351.883 MW，热耗值为 8333.4 kJ/(kW.h)，此工况作为最大保证出力考核工况。2.1.2.4 汽轮机能在阀门全开工况（VWO）下安全稳定运行，在此工况条件下汽轮发电机组发出最大功率，输出功率值为 366.178 MW。此时汽轮机进汽量达到锅炉B-MCR工况流量，并不小于105能力工况进汽量，此工况为检验汽轮机进汽能力工况；2.1.2.5 在汽轮机额定工况(THA)条件下汽轮发电机组输出额定功率330MW；此工况作为汽轮机热耗保证值的考核验收工况，热耗保证值为 8354.1 kJ/(kW.h)。2.1.2.6 汽轮机在主汽、再热蒸汽、背压为额定值，高加全部切除的凝汽工况条件下，保证机组输出额定功率330MW。2.1.2.7 在额定采暖抽汽工况条件下，机组采暖抽汽压力0.4MPa，采暖抽汽量保证350t/h。机组输出功率值为 308.118 MW。2.1.2.8 卖方提供上述工况下的蒸汽流量、输出功率、采暖抽汽量、热耗值， 详见热平衡图。2.1.3 起动、并网和带负荷2.1.3.1 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起动条件下和锅炉、旁路参数配合的要求。汽轮机启动方式，高压缸启动或高、中压缸带旁路联合启动，推荐采用高中压联合启动方式。 2.1.3.2 机组以定滑定压方式起动。在定滑定压启动时,定压运行的范围按THA工况负荷的030%和90100%；变压运行的范围按3090%；汽轮机组能在额定出力到最小负荷之间稳定运行，汽轮机可采用定压运行、滑压运行及定滑定等多种运行模式。滑压运行范围可满足用户的不同要求。2.1.3.3 卖方提供上述不同起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）的压力、温度和流量；特别是从汽机冲转到同步并列和并列后负荷上升到满负荷的时间，以供买方核算。2.1.4 机组运行频率范围机组在48.551.5Hz频率范围内，汽轮机能安全连续地运行，当频率偏差大于上述频率值时，由制造厂提出允许运行的时间，但不低于下述值:频 率允 许 运 行 时 间（Hz）累 计 (min)每 次 (Sec)48.551.5连续运行4848.530030047.54860604747.510102.1.5 汽轮发电机组寿命2.1.5.1 汽轮机保证使用寿命不少于30年，卖方保证30年内汽轮机寿命消耗不大于75%。2.1.5.2 汽轮机组在其保证使用寿命期内，能承受下述工况:冷态起动高压内缸金属温度下降至120以下120次温态起动高压内缸金属温度下降至120以上，400以下1200次热态起动停机10h以内(金属温度已下降至约为T-MCR的80%以上）3000次极热态起动停机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/分钟12000次2.1.5.3 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（如定子绕组出口三相和二相突然短路，系统近处三相短路及切除，单相快速重合闸误并列等）。2.1.5.4 制造厂在T-G轴系扭应力设计时，考虑电网的电气故障对轴系的影响，提交轴系扭振固有频率、疲劳寿命分析及以下数据：1) 在发生单相接地故障的切除与重合时，按最严重情况考虑，T-G轴的寿命损耗累计低于0.1%，卖方保证值为 0.08% 。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 0.2 %。2) 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 10% 。2.1.5.5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1.5。90120误并列，疲劳损耗最大值1。近处短路及切除，切除时间小于150ms时，疲劳损耗0.5。切除时间大于150ms时，疲劳损耗1。2.1.5.6 卖方提供汽轮机易损件的材质、性能要求、使用寿命等，并在供货条件中予以规定。2.1.5.7在各种运行方式及工况下，机组寿命消耗的分配数据见下表及寿命消耗曲线见说明书,以保证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。各种启动工况下的寿命消耗数据表启动方式次数/30年寿命损耗/次总寿命损耗冷态1200.011.2温态12000.0089.6热态30000.00515极热态1500.00250.375负荷阶跃120000.00224甩负荷带厂用电运行0.0025合计50.175%2.1.5.8机组第一年年利用小时数不少于6500小时，年平均运行小时数不少于7500小时。连续运行天数不少于180天（非制造质量造成的停机事故除外）。汽轮机通过168运行小时正式投产后第一、二年其可用率不低于90，第三年及以后应不低于95。卖方提出机组的可用率指标。在汽轮机投产第一年内因卖方责任引起的强迫停运率不得超过1.5%，停机时间不超过112.5小时。汽轮机大修周期不少于六年，机组的可用率为98.5%，强迫停机率为1.5%。每次寿命消耗的百分比、工况下总寿命消耗百分比见2.1.5.7。2.1.5.9 汽轮机辅机及主要配套设备和主机具有同等寿命。2.2 汽轮机本体设备性能要求2.2.1 汽轮机能满足下列运行工况：2.2.1.1 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。卖方提供上述工况下轴扭距和扭应力的数值。2.2.1.2 汽轮机起动后,在额定转速下空负荷运行时，允许持续运行时间能满足发电机试验的需要。2.2.1.3汽轮机在排汽温度90下允许长期运行，在排汽温度高于80时，应投入喷水。汽轮机当排汽温度达到120时可短时运行15分钟，121跳机。2.2.1.4 汽轮机允许在卖方提供的最低功率16500kW至额定功率之间带调峰负荷。2.2.1.5 汽轮机甩负荷后，空负荷运行时间不大于15分钟。2.2.1.6 当汽轮机负荷从100甩至零时，汽轮发电机组能控制飞升转速在允许范围内且能自动降至同步转速并带厂用电，并自动控制汽轮机的转速，以防止机组脱扣。2.2.1.7对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况的明确说明详见说明书。2.2.2 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、误并列、快速重合闸和异步运行等引起的扭应力。2.2.3 汽轮发电机组轴系的固有扭振频率应在0.91.1和1.932.07倍工作频率范围之外。2.2.4 汽轮机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数及所对应的异常工况如下：两相短路时最大扭矩，扭应力 N/mm21#轴颈2#轴颈3#轴颈4#轴颈扭矩N-m5.66E+031.98E+061.98E+065.19E+06扭应力MPa1.02290.3117.3296.8安全系数296.82.036.52.62.2.5 机组的允许负荷变化率为：10050%T-MCR 不小于5% T-MCR /min5030%T-MCR 不小于3% T-MCR /min30%T-MCR以下 不小于2% T-MCR /min负荷在50%100%T-MCR之间的阶跃变化幅度为每分钟不小于额定功率的10%。2.2.6 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不低于下表范围。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冷再热压力 1.25Pr主蒸汽及再热蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度1.00t保持所述年平均温度下允许偏离值 t8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+(8-14)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+(14-28)不允许值t+28表中： (1) P0、Pr各为主蒸汽及再热蒸汽的额定压力；(2) t为主蒸汽或再热蒸汽额定温度；(3) 温度限值只适应于t538的情况。汽轮机启动和正常运行时，主蒸汽及再热蒸汽温度两者之间的允许偏差值。正常工况下非正常工况下备注在额定工况下，主蒸汽和再热蒸汽的温差27.8温差41.7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，当接近空负荷时，温差可达83，避免短暂的温度周期性波动。2.2.7 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下表，试验数据待设备交货前提供。轴段名称一级临界转速 r/min二级临界转速 r/min设计值试验值设计值试验值高中压转子1610.2无4094.7无低压转子1753.5无3632.4无发电机转子1316.7无3459.5无2.2.8 汽轮机在额定工况运行时,在轴承座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0.075mm，各转子及轴系在通过临界转速时双向振幅振动值应不大于报警值(0.15mm)。2.2.9 汽轮机背压：2.2.9.1机组在能力工况330MW连续运行条件下,允许最大背压值为 48 kPa.a。2.2.9.2机组允许连续运行的最高满发背压为48 kPa.a，此时机组负荷为330.196 MW，汽轮机进汽量不大于VWO工况进汽量。2.2.9.3机组排汽压力升高到报警背压（43kPa.a）,允许机组带80%以上负荷持续运行。机组跳闸背压为65kpa.a，背压低位报警后机组允许运行15分钟。汽轮机排汽压力低于7.5Kpa.a时，允许机组持续运行。2.2.9.4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。2.2.10超速试验时, 汽轮机能在115%额定转速下作短期运转, 对任何部件不造成损伤, 各轴承振动也不超过报警值。2.2.11热耗和汽耗率2.2.11.1卖方按下式计算汽轮发电机组在THA工况条件下的净热耗（不计入任何正偏差值）。 式中：M1主蒸汽流量kg/hM2再热蒸汽流量kg/hH1主汽门入口主蒸汽焓kJ/kgH2高压缸排汽焓kJ/kgH3中压主汽门入口的蒸汽焓kJ/kghf最终给水焓kJ/kgPG发电机终端输出功率kWPGXC采用静态励磁时发电机端供应励磁变压器的功率kWP0PM当主油泵不在汽轮机轴头时，为主油泵消耗功率kW2.2.11.2 按下列各工况提供机组的净热耗率及汽耗率序号项 目机组输出功率MW采暖抽汽量（t/h）排汽压力kPa.a补给水率%净热耗率kJ/kW.h汽耗率kg/kW.h1能力工况TRL330.229-3238786.73.4492TMCR工况351.883-1408333.43.2373VWO工况366.178-1408324.23.2664THA工况330.117-1408354.13.199575THA工况定压225.118-1408637.13.116滑压22573.091650THA工况定压15043.168滑压15023.092740THA工况定压120.168-1409430.93.218滑压120.173-1409270.43.1198高加停用工况330.151-1408627.32.8159额定采暖抽汽工况308.118350706379.03.6972.2.11.3 卖方提供热平衡图，并附详细数据(包括汽水参数、流量、功率、压降、端差、温升、焓增等)。提供机组各种校正曲线及有关说明；提供汽轮机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线、从额定负荷到锅炉最低稳燃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、再热蒸汽的压力、温度、流量、转速、负荷变化等；提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。2.2.11.4 THA工况保证热耗为8354.1kJ/kW.h ，THA工况的保证热耗作为机组热耗验收值。2.2.11.5 机组热耗试验标准采用ASME-PTC6.01996，测定热耗值的仪表及精度,由卖方提出意见，经买方认可。2.2.11.6 高压加热器不属于主机配套设备，但卖方在热平衡计算时，考虑各种运行工况下各高压加热器参数变化，详细如下表：各加热器端差如下表。1号高压2号高压3号高压5号低压6号低压7号低压上端差-1.7002.82.82.8下端差5.65.65.65.65.65.6再热器及管道压损10%1、2段抽汽压损3%，其余各段抽汽压损5%。给水泵效率83%，小汽机效率81%。2.2.12 VWO工况作为汽轮机、发电机及辅助设备、回热系统等设计选择的基础。2.2.13 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。2.2.14 距汽轮机化妆板外1米，汽机运转层上1.2米高处所测得的噪声值低于85分贝(A声级)，对于其它辅助设备不大于85分贝(A声级)。2.3 汽轮机本体结构设计要求2.3.1 一般要求2.3.1.1 汽轮机及所有附属设备是成熟的、全新的、先进的产品，制造厂有制造相同容量机组及成功运行的实践经验。不得使用试验性的设计和部件。卖方承诺本工程直接空冷供热汽轮机是在成熟的350MW汽轮机的基础上通过优化调整中低压缸模块，以适应空冷电站的气象条件、空冷供热系统特点和运行模式。卖方提供的汽轮机及所有附属设备是安全可靠的、先进的。空冷汽轮机运行背压受大气干球温度变化而变化。一年四季，甚至每昼夜空气温度变化很大，故汽轮机背压变化范围大，而且变化频繁，汽轮机的年平均背压高，卖方对低压模块特别是末级叶片和次末级叶片进行优化。卖方所提供的空冷汽轮机是技术先进、经济合理、安全可靠、运行灵活的产品，能满足电网运行方式的需要以及适应启、停和负荷变化的要求。最终叶片长度在中低压缸整体优化后，最终确定为665mm。2.3.1.2 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。保证滑销系统可靠、灵活运行的措施如下：汽缸采用高窄法兰；高中压外缸下猫爪支承；轴承座与台板间采用引导热胀的纵向键；高中压外缸与轴承座间布置有低位定中心梁；轴承座下可定期注入高温润滑脂。2.3.1.3 机组设计有防止意外超速、振动、进冷汽、冷水的措施，防止汽机进水的规定按ASME标准执行。2.3.1.4卖方对所有连接到汽缸上的管道，提出允许作用力和力矩的要求，以保证汽轮机在各种工况下缸体安全稳定运行。当设计院提出管道设计不能满足要求时，卖方有责任与设计方和买方共同协商解决。2.3.1.5 机组设计上有防止起动时高压缸过热的措施：在高背压小流量及高负荷脱扣或失去负荷等异常运行工况下有可能出现高排过热的情况，对这些异常情况，卖方都制定有相应的保护措施，如：在高压排汽加装通风阀，出口接至排汽装置。在起动过程中，高排逆止门关闭，高排通风阀处于开启状态，保证高压缸处于真空状态。为避免汽轮机在高负荷脱扣或失去负荷后高压缸叶片立即出现过热，在脱扣或失去负荷时能迅速打开通风阀，避免高排温度很快升高。高压缸排汽温度不大于427，保护信号接入DEH。在起动时，高压缸及主蒸汽管道的疏水阀、通风阀均全部开启，避免高压缸温度升高。2.3.1.6 机组配有两级串联旁路系统。旁路系统将按以下功能考虑：机组启动时，利用旁路系统加快锅炉启动；机组的高中压缸联合启动；汽轮机结构设计充分考虑配有此旁路的运行方式，并配置相关的监测装置。卖方提供对旁路系统的控制要求和有关技术数据以及与DCS的技术接口。2.3.1.7 四段、五段抽汽除供回热用汽及小汽机用汽外，能提供各不低于50t/h厂用蒸汽（最大厂用蒸汽量为50t/h）。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，见热平衡图。2.3.1.8 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以及相应的压力、温度测点。2.3.1.9 本工程热网加热器需要采暖抽汽压力0.30.55MPa，但调节范围涵盖上述压力范围。卖方提供抽汽压力、流量与出力的关系曲线。2.3.1.10 采暖抽汽管道上装设抽汽逆止阀、快关阀，以保证机组的安全。2.3.1.11 所有的紧固件（特别是汽缸、阀门、导汽管上的紧固件）都选用成熟可靠的材料，并保证一定的使用年限。工作温度高于450的紧固件，选用合金钢材质，并考虑其松弛性能。2.3.1.12卖方提供背压限制曲线“N-Pk”，并根据旁路功能提供旁路投入时的背压限制曲线及旁路投运的流量限制要求。2.3.1.13卖方对汽轮机的通流部分、排汽蜗壳等进行优化，并提供优化报告。2.3.2 汽轮机转子及叶片2.3.2.1汽轮机转子采用彻底消除残余内应力的锻造转子。2.3.2.2汽轮机的结构可以保证在不揭缸的情况下,进行每个转子的动平衡试验和调整试验。2.3.2.3转子的临界转速符合第2.2.7条的要求。2.3.2.4各个转子的脆性转化温度的数值如下，该数值是由实验取得的。卖方力争降低转子的脆性转化温度，至少脆性转化温度值不影响机组起动的灵活性。 高中压转子材质：30Cr1Mo1V 脆性转变温度（FATT）高中压转子外缘121 低压转子材质：30Cr2Ni4MoV 脆性转变温度（FATT）低压转子外缘132.3.2.5高中压转子采用进口无中心孔转子，轴承座相对转子的位置设永久标记，以便于确定转子的位置。2.3.2.6叶片采用成熟的设计产品，保证运行中的各项性能指标。2.3.2.7 低压末级及次末级叶片具有良好的抗应力腐蚀及抗汽蚀措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。主要措施有：在末级进口处设置去湿装置。在末级进口处设置疏水口。设置合理的动静叶间隙。末级叶片用焊整体司太莱合金片防止水冲刷。编制合理的启动运行规程。2.3.2.8卖方有防止叶片司太莱合金脱落和消除焊接热应力的措施末级。本机叶片采用焊司太莱合金防水冲刷，卖方严格按照西屋公司提供的焊接工艺进行焊接。防止叶片司太立合金脱落的措施如下：西门子西屋采用传统的钎焊司太立合金技术是目前最为有效的防止进汽边水蚀的技术措施。末级采用的司太立合金焊接技术已有近五十余年的经验，有一套完整的设计、工艺、焊接、检验及质量控制规范，其特点为： a） 该项技术采用钎焊工艺，比氩弧焊工艺更为安全可靠，从没发生过热影响引起的叶片断裂事故。b） 国内引进型300/600MW火电、核电机组共有126级，约13400余片末级叶片的司太立合金从未发生因焊接问题引起的脱落。 c） 目前西门子西屋和本公司采用西屋的标准规范PS600210都有一套严格的工艺措。例如： * 合金片与叶片的配合技术规范 * 钎焊工艺规程 * 合金片周边补满工艺 * 外形检验专用模具 * 着色检验* 射线探伤检验2.3.2.9 轮缘上用于紧固叶根的销子有导向孔，供拆卸时钻孔之用。2.3.2.10 卖方保证叶根固定尺寸准确，并具有良好互换性，以便于备品叶片的互换。2.3.2.11 卖方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 值见下表。重量转子(每个转子) 高、中压：32000 kg 低压：64000 kg重心高压进汽中心线距1#轴承中心线2197.5mm；低压缸排汽中心线距3#轴承中心线2825mm。转子的转动惯量WR2 高中压转子 2765 Kgm2 低压转子 8075Kgm22.3.2.12 叶片在允许的周波变化范围内不得产生共振，并提供中低压末级及低压次末级叶片的坎贝尔频谱(CANPBELL)图、现场静态检测自由叶片频率的方法和叶片频率分散率数值。2.3.2.13 叶片组全部叶片采用自带冠。2.3.2.14 汽轮机、发电机的轴系、靠背轮由卖方技术总负责，协调、处理双方配合、接口等问题。2.3.2.15转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度达到小于1.2mm/S。2.3.3汽缸2.3.3.1高、中、低压缸的设计要保证汽机启动、运行的灵活性，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。因空冷机组背压高、变化幅度大，其低压缸的零部件受温度变化影响大。为保证汽轮发电机组的安全运行，低压缸采用落地轴承座。2.3.3.2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。2.3.3.3卖方提供汽缸铸件裂纹挖补、热处理的全部质量检测文件，汽缸铸件的同一部位挖补不允许进行两次。卖方应向买方提供汽缸挖补的部位返修次数、部位，补焊方法和检验结果等全部资料。2.3.3.4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。进汽管密封环应使用耐磨金属制成。2.3.3.5低压缸设一套有效的自动喷水系统和自动控制装置。喷水系统喷嘴选用不锈钢材质，具有良好的雾化效果，并具有可靠的防脱落措施。卖方提供低压缸喷水系统中全部设备、附件、自动控制装置和电磁阀（不包括外部管道）。2.3.3.6卖方设有保护机组用的低压缸排汽隔膜阀(供二片备用薄膜)、紧急跳闸措施。汽轮机排汽隔膜阀释放爆破压力限制值为32kPa(g)。卖方提供电动真空破坏阀（真空隔离闸阀）、低压缸排汽隔膜阀。2.3.3.7 卖方提供汽缸、主汽门及调节汽门法兰螺栓装卸用的扳手及电加热装置，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导书。2.3.3.8 汽机揭缸时，有分开汽缸结合面的设备和措施。2.3.3.9 卖方保证汽缸上的压力、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求。要求在不揭外缸的前提下可更换汽缸上的测点。2.3.3.10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。隔板不采用铸铁隔板。2.3.3.11轴封的型式及材料选用国内已证实可行的先进技术及材料。汽轮机径向汽封、端部汽封和隔板汽封的结构能调整间隙。2.3.3.12 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。2.3.4 轴承及轴承座2.3.4.1 汽轮发电机组各轴承的型式确保不出现油膜振荡，轴承