发电厂1×300MW采暖供热汽轮机合同.doc

发电厂技术改造二期工程 1300mw 采暖供热汽轮机合同 附件 1 技术协议 热电有限责任公司 汽轮机厂 二 0 年 月 于 5) 汽轮机凝汽器冷却水温为 12，冷却水量为 19800t/h； 6) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽； 7) 发电机额定功率因数为 0.85（滞后)，额定氢压，发电机氢气冷却器进口水 温 12。 1.4.6.2 工况要求 此工况条件下汽轮发电机组能在保证寿命期内安全连续运行； 汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求； 此工况下的机组最小进汽量为 912200kg/h，输出功率为 216.08mw，热耗值为 5045kj/kwh。 1.4.7 最大抽汽工况 1.4.7.1 工况条件 1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量为铭牌进汽量，蒸汽品质满 足规定的要求； 2） 抽汽压力 0.37mpa.a； 3) 汽轮机凝汽器冷却水温为 12，冷却水量为 19800t/h； 4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽； 5) 补给水率为 3%； 6) 发电机功率因数为 0.85（滞后)，额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温 12。 1.4.7.2 工况要求 此工况条件下汽轮发电机组能在保证寿命期内安全连续运行； 汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求； 此工况为检验汽轮机最大采暖抽汽能力的工况，此工况下的机组输出功率为 217.63mw、抽汽量为 580t/h，热耗值为 4858kj/kwh。 1.4.8 锅炉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（b-mcr）。 1.4.9 发电机的额定容量与汽轮机的额定出力相匹配；发电机的最大连续输出容量与 汽轮机 t-mcr 工况下的出力相匹配。 2 汽轮机技术要求 10 2.1 总的技术要求 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、单轴双缸双排汽采暖抽汽凝汽式机组。 2.1.1.2 额定功率 300mw 2.1.1.3 额定参数 高压主汽阀前压力16.7mpa 高压主汽阀前温度537 中压主汽阀前压力3.127mpa.a 中压主汽门前温度537 采暖抽汽压力mpa.a 25 . 0 1 . 0 3 . 0 额定采暖抽汽量550t/h 排气压力5.2kpa 最终给水温度 271.0 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 冷却水温度（设计水温）21 最高冷却水温33 2.1.1.4 回热系统 三级高加、一级除氧、四级低加。 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，从机头向发电机看，锅炉在左侧。 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 在铭牌工况条件下，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 300mw。 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。 t-mcr 工况下汽轮发电机组输出功率值为 320mw，热耗值为 7862 kj/kwh，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，此工况下机组输出功率为 334.354mw。 此工况蒸汽流量达到锅炉 b-mcr 工况流量 1025t/h，此工况为检验汽轮机进汽能 发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议 11 力工况； 2.1.2.5 在汽轮机额定工况条件下汽轮发电机组输出额定功率 300mw； 此工况作为汽轮机热耗保证值的考核验收工况。 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 300mw。 2.1.2.7 在额定抽汽工况条件下，采暖抽汽量保证 550t/h。机组输出功率 216.08mw。 2.1.2.8 汽轮机供热抽汽压力调节范围为 0.20.55mpa。 2.1.2.9 在最大抽汽工况条件下，汽轮机采暖抽汽量 580t/h，输出电功率 217.63mw，并保证机组安全稳定运行。 2.1.3 起动、并网和带负荷 2.1.3.1 卖方提供的汽轮机采用高中压缸联合启动和中压缸启动，启动方式均能满足 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。 中压缸启动方案过程同一期工程汽轮机启动方案。 2.1.3.2 机组能以定滑定压或定压方式起动。 在定滑定压启动时,定压运行的范围按 t-mcr 工况负荷的 030%和 90100%； 变压运行的范围按 3090%。 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）、凝结水和给水的压力、温度和流量；特别是从汽机 冲转到同步并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 48.550.5hz 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，机组允许运行的时间不低于下述值: 频 率允许时间 （hz）每次（sec）累计（min） 5151.53030 50.551.0180300 48.550.5连续运行 48.048.5300500 47.548.06060 47.047.51010 2.1.5 汽轮机组寿命 2.1.5.1 汽轮机保证使用寿命不少于 30 年，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: 12 冷态起动 高压内缸金属温度下降至 150以下 120 次 温态起动 高压内缸金属温度下降至 150以上 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）100 次 负荷阶跃10额定功率/次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）还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，考虑了电网的电气故障对轴系的影响。 1) 轴系扭振固有频率： 23.19hz，30.55hz，33.66hz，158.4hz，165.78hz，192.44hz。 2) 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 0.75 %。 3) 机组短路(一次)；120 度误并列(一次)；在一般快速(4000r/min。 2.3.4.3 检修时不需要揭缸和吊出转子，能够把各轴瓦方便地取出和更换及进行调整。 2.3.4.4 任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过 65，轴承回油管上设有观察孔 及温度计插座。在油温测点及油流监视装置之前，无来自其他轴承的混合油流。监视 油流的照明装置采用防爆型，电压不超过 12v。 2.3.4.5 测量轴承金属温度使用埋入式双支铂热电阻，该热电阻的接线引至汽机本体 接线盒。热电阻具有良好的抗震性能。 2.3.4.6各轴承乌金设计温度如下： 设计值（）报警值（）停机值（） 支持轴承8090105115 推力轴承85100110 金属温度不超过 90，乌金材料允许在 110以下长期运行。 2.3.4.7 推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。卖方提供显示该 轴承金属磨损量和每块瓦温度的铂电阻 pt100，并提供回油温度表及热电阻的温度特 性曲线。 2.3.4.8 主油泵和高压转子之间采用刚性连接，并设止口。高中压转子和低压转子间 设止口，提高对中精度。 2.3.4.9 轴承座上设置测量大轴弯曲，轴向位移、胀差和膨胀的监测装置，并注明位 置号。 2.3.4.10 设置测量轴 xy 两个方向的相对振动及轴承座的绝对振动的装置。 2.3.5 主汽门、调速汽门、中压联合汽门 2.3.5.1 主汽门、中压联合汽门严密不漏，能承受管道 1.5 倍设计压力的水压试验。 2.3.5.2 机组主蒸汽管材质为 p91，再热冷管道为 a672b70cl32，再热热管道为 a335p22，主汽门、调速汽门、中压联合汽门的材质能适应与其相连接管道的焊接要 求，卖方提供焊接方法及坡口加工图。 2.3.5.3 主汽门、调速汽门、中压联合汽门和外部管道连接尺寸应一致，不一致时， 卖方提供与接管材质、尺寸相匹配的过渡段，过渡段焊接在阀体上。 2.3.5.4 主汽门、调速汽门、中压联合汽门能在汽机运行中进行遥控活动试验。并具 备检修后进行单独开闭试验的性能。 2.3.5.5 主汽门、中压联合汽门设有在起动吹管及水压试验时使用的临时堵板装置。 2.3.5.6 主汽门、中压联合汽门设有临时性及永久性蒸汽滤网。 2.3.5.7 卖方提供吹管及水压试验后主汽门、中压联合汽门使用的备用密封垫圈，以 及主汽门和中压联合汽门在取出滤网后需用的附加备用密封垫圈。 2.3.5.8 机组起停时在主汽门、调速汽门、中压联合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。 发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议 21 2.3.5.9 机组设置停机快冷强迫通风用接管座、接头和阀门。 2.3.5.10 主汽门、调速汽门、中压联合汽门配有就地及远传的指示阀门开度（lvdt 信号尽可能接至接线盒）的装置。 2.3.6 汽轮机控制用抗燃油系统 2.3.6.1 抗燃油系统设备由东方汽轮机厂配套提供，包括供油设备及驱动的伺服系统、 蝶阀控制系统、高压遮断系统。各系统要求安全可靠，各主遮断系统部件能够实现在 线试验。 2.3.6.2 抗燃油油源压力 11.014.0mpa。 2.3.6.3 抗燃油供油系统采用集装式，包括油箱、两台 100容量的交流供油泵、两 台 100容量的冷油器、切换阀、安全阀、空气滤清器、空气干燥器、加热器、油温 调节装置、蓄能器、精滤器和再生装置等。抗燃油系统中两台 100容量的交流供油 泵、循环泵、再生泵、溢流阀、压力传感器、电磁换向阀、再生装置滤芯采用进口设 备。 2.3.6.4 抗燃油液压系统各部件采用不锈钢管和不锈钢配件。 2.3.6.5 当两台高压供油泵瞬间失去电源时（不大于 5s），不会使汽机跳闸。 2.3.6.6 当运行泵发生故障或油压低时，备用泵能自起动，并不使汽轮机跳闸。卖方 提供低油压开关及自动停机开关。 2.3.6.7 油温调节装置包括一次元件及控制设备。 2.3.6.8 在适当位置设置抗燃油取样点及装置。 2.3.6.9 系统使用磷酸脂抗燃油，提供 2.5 倍容量用油(其中 1.5 倍容量抗燃油用于 备用)，油质达到 nas 标准 1638 中 89 级。 2.3.6.10 卖方提供一台移动式抗燃油滤油机（产地为美国颇尔或德国贺德克），并 由买方确认。 2.3.7 汽轮机润滑油系统 2.3.7.1 润滑油系统设备包括主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、射油 器、两台 100容量的冷油器、套装油管、仪表及所需全部附件(例如回油管上的窥视 孔、温度计插座等)。系统满足在起动、停机、正常运行和事故工况下，汽轮发电机组 所有轴承的润滑用油。 2.3.7.2 该系统还作为发电机密封油的供油油源。卖方在主油箱上为发电机密封油提 供备用油口，管道、氢密封油泵和排氢装置由电机厂提供。 2.3.7.3 主油箱容积 37m3，在交流电失电，冷油器断水的情况下保证机组安全惰走、 停机，油箱中的油温不超过 80，并保证安全的循环倍率。 2.3.7.4 主油箱上设置两台全容量排烟风机和除雾器，自动切换备用。油箱上设置测 量油箱负压的真空表。 2.3.7.5 主油箱设电加热器，可将润滑油温度加热到 40，卖方提供电加热器及温 22 控设备保证润滑油加热安全。 2.3.7.6 润滑油系统设备内表面和润滑油接触的部分作防腐涂层处理，并保证防腐涂 层不会脱落。 2.3.7.7 汽轮机油系统管道采用不锈钢材料，并采用强度足够的厚壁管，管道强度按 不低于 2 倍工作压力，并且最低承压不低于 2.5mpa 进行设计，套装回油管壁厚 10mm。 2.3.7.8 管道附件按管道压力等级进行设计，尽量减少法兰及管接头连接。油系统中 的附件不得使用铸铁件，法兰采用对焊钢法兰。油管道采用套装结构，并有防止可能 的漏油滴在蒸汽管道上的措施。油系统阀门首先选用中压焊接阀门。阀门材质为不锈 钢。 2.3.7.9 所有润滑油系统的泵组设计成能满足自动起动、遥控及手动起停的要求。设 有能用电磁阀操作的就地和远方进行的低油压起动试验手段。 油系统所有与控制有关信息送至主控制室的指定位置。 2.3.7.10 油系统设置两台 100%容量的冷油器，每台在设计冷却水量、最高冷却水温 38、水侧清洁系数为 0.85、管子堵塞 5%情况下，能满足机组的最大负荷供油温度不 超标。 冷油器管材采用法国法力诺生产的 tp316l 不锈钢材料。 油系统设计满足冷油器一台运行，另一台检修的要求。 2.3.7.11 凡油系统设备中可能聚集气体的腔室，如轴承箱、回油母管等，都设有排 放空气的设施。油泵有防止蜗壳内积气的措施。 2.3.7.12 汽轮机在结构和系统设计上，有防止汽水由轴封漏汽等处进入油系统的措 施。 2.3.7.13 油系统中各设备,如轴承箱、冷却器和管道等出厂前彻底清除残砂、焊渣、 锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。 2.3.7.14 油系统所配用的全部设备及管道、管件、附件、表计等均由卖方配套提供。 油系统采用集装油箱，套装油管道。 2.3.7.15 本机组采用 hu-20 透平油。油系统清洁度按 jb/t4058-99汽轮机清洁度 标准执行，汽轮机的润滑油系统说明书中有在安装和运行中如何保证油系统清洁度 的技术措施和说明。 2.3.7.16 油系统中的主要设备严格按照国家有关标准和工艺进行生产，油系统的设 计能保证油的清洁。冷油器、油管路的焊缝采用氩弧焊，并进行厂内冷、热油循环冲 洗，开口端封装出厂。 2.3.7.17 卖方提供设有净油和污油分隔开的储油箱，内表面作防腐涂层处理，并保 证防腐涂层不会脱落。每个油箱的容量不小于一台机组全部油量的 120。 2.3.8 顶轴油系统 发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议 23 2.3.8.1 顶轴油系统向轴承注入高压润滑油，以承受转子的重量。在机组盘车前或跳 闸后能顺利投入运行。 2.3.8.2 顶轴油泵为两台高压容积泵，一台运行,一台备用或检修。应保证顶轴油系 统可靠地运行，并有有效地防止漏油的措施。设置安全阀，防止超压。 2.3.8.3 供货范围包括油泵、底盘、管道阀门及附件。顶轴油泵采用德国力士乐或美 国 vickers 产品。 2.3.8.4 顶轴油系统退出运行后，可利用该系统测定各轴承油膜压力，以了解轴承的 运行情况。每个轴承的顶轴油管道中要配置逆止阀及固定式压力表。 2.3.8.5 顶轴油系统管道采用不锈钢管。 2.3.8.6 顶轴油系统采用集装式油泵底盘，集装发货到现场，便于安装。 2.3.9 盘车装置 2.3.9.1 盘车装置为自动啮合型，能使汽轮发电机组从静止状态转动起来，并能在正 常油压下以足够的转速建立起轴承油膜。 2.3.9.2 盘车装置的设计能做到自动啮合、自动退出而不发生撞击。 2.3.9.3 系统设置压力开关和压力联锁保护，防止在油压建立前投入盘车。盘车装置 运行中如发生供油中断或油压降低到不安全值时，及时报警，并停止运行。 2.3.9.4 卖方提供整套盘车装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、盘车控制柜等。 2.3.9.5盘车大齿轮设置防鼓风罩壳，盘车箱和 4 号轴承箱是分离的。 2.3.9.6 卖方配套提供程序控制装置，控制设备采用 plc。该装置除能在就地对盘车 进行起停外，还应有与 dcs 的接口，就地控制柜上设远方就地切换开关，盘车电磁阀 电源由盘车控制柜提供，运行人员应能在控制室内对盘车进行控制和监视。 plc 型式选用 modicon 公司产品。 2.3.10 轴封供汽系统 2.3.10.1 轴封系统由 dcs 实现控制。系统中减温站，压力调节站（3 套）中的气动 调节阀、智能定位器、变送器（3051）、减温站喷嘴、高压压力调节站旁路电动门等 均为进口设备。 2.3.10.2 轴封蒸汽进口处设有永久性滤网。并有防止汽轮机进水的措施。 2.3.10.3 轴封系统的汽源能满足机组冷热态起动和停机的需要, 轴封用汽来源于再 热冷段、厂内辅助蒸汽及主蒸汽。 2.3.10.4 轴封系统上配置简便且十分可靠的调压、调温装置，以满足向高压缸、中 压缸和低压缸各轴封供汽参数的要求。喷水调节阀和喷嘴为进口件。 2.3.10.5 设置一台轴封蒸汽冷却器，冷却面积 130m2。 2.3.10.6 设置两台 100容量的电动轴封排气风机。一运一备,可满足一台运行,一台 检修的要求。 2.3.10.7 轴封供汽系统包括汽源用电动隔绝阀、调节阀、旁路阀、溢流调节阀和其 24 他阀门及滤网、仪表、减温装置等有关附属设备，汽封系统所有调节阀门进口。 2.3.10.8 卖方提供轴封供汽系统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。 2.3.10.9 卖方提供轴封用汽系统图和系统说明书。 2.3.11 汽轮机疏水和向空排汽系统 2.3.11.1 汽轮机疏水系统的设计遵守 asme ptd-1 要求,能排出所有设备，包括管道 和阀门内的凝结水。系统应使随时可能投入运行的设备经常处于热备用状态。 2.3.11.2 紧急排放阀为气动阀，在机组跳闸时自动排放蒸汽，防止汽轮机超速和过 热。 2.3.11.3 疏水和排汽系统为自动控制，卖方提供电动装置及有关仪表，留有与 dcs 的接口。 2.3.11.4 疏水系统包括（但不限于）下列各项。 1) 主汽门、调节汽门上下阀座的疏水。 2) 再热联合主汽门的疏水。 3) 各汽缸的疏水。 4) 蒸汽室和高压缸进汽喷嘴间的主蒸汽管道疏水。 5) 轴封和阀杆漏汽的疏水。 6) 各抽汽管道逆止阀的疏水。 7) 管道低位点疏水。 8) 本体疏水扩容器。 2.3.11.5 卖方提供汽轮机疏水、排汽系统图。 2.3.12 保护装置 2.3.12.1 汽轮机设有成熟可靠的危急保安装置以防止超速。危急保安装置有 2 套， 其中 1 套为机械式，另 1 套为电子式。 2.3.12.2 机械式危急保安系统动作值为额定转速的 110112%。复位转速高于额定 转速。危急保安器还设有可靠的动作指示器和报警装置。危急保安器能在运行中进行 性能试验。 2.3.12.3 在 deh 和 ets 中各设一套动作转速为 110%的超速保护。 2.3.12.4 汽轮机危急保安系统的跳闸系统具有联锁保护，可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。 2.3.12.5 从危急保安器动作到主汽阀和再热汽阀完全关闭的时间小于 0.3 秒。 2.3.12.6 汽轮机组分别在主控制室操作盘及就地设有手动紧急停机操作装置。 2.3.12.7 汽机设有功率限制功能。 发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议 25 2.3.12.8 汽机自动保护装置(ets)将纳入 dcs，卖方应对汽机自动保护装置(ets)技 术总负责，应提出汽机自动保护装置(ets)的全部要求（应以中、英文方式提供逻辑图 和文字说明），参与技术谈判、承担来往资料和 i/o 清单的确认以及与汽机本体设备、 汽轮机电液控制系统(deh)的衔接与协调工作。卖方还应提供满足汽机自动保护装置 (ets)要求和按三取二原则的全部就地设备和就地仪表。 汽机自动保护装置(ets)，应在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、再热汽门、紧 急停机。跳闸条件应提供相应数量的干接点信号，接点容量为 220vdc、1a。 汽机的转速超过危急保安器动作转速； 真空低于制造厂给定的极限值； 润滑油压下降超过极限值； 转子轴向位移超过极限值； 轴承金属温度超限； 汽机轴振动达到危险值； 中压缸排汽压力超过极限值； 转子胀差超过极限； 抗燃油压过低、deh 失电； 手动停机； 发电机跳闸； 锅炉主燃料跳闸(mft)； 汽轮机、发电机等制造厂提供的其他保护项目。 2.3.12.9 卖方提供防止汽轮机进冷汽和水的测量及控制装置，装置符合 asme 标准中 防汽机进水的要求。 2.3.13 保温和保温罩 2.3.13.1 卖方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向买方提供材料用量、图纸 及安装说明文件，不负责汽轮机本体及附属设备的保温材料的供应。 2.3.13.2 在正常运行情况下，当环境温度为 25时，汽轮机保温层表面温度不超过 50。 2.3.13.3 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 的要求。 2.3.13.4 所有管道、汽缸使用优质保温材料，材料中不含石棉等对人体有害的材料。 保温材料选用应考虑两种方案。 2.3.13.5 对于主汽门，再热主汽门等需拆卸部分的保温采用毡式保温材料，并配有 可拆卸的金属罩壳。 2.3.13.6 提供全部固定保温材料用的保温钩、支架等附件。 26 2.4 汽轮机本体仪表和控制 2.4.1 一般要求 2.2.4.1 随汽机成套供货的控制系统应在大型火电机组上有成功应用经验，适合电站 特点，并且技术先进、产品质量好、可靠性高、性能/价格比好。 2.4.1.2 热工检测及控制设备应考虑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。 2.4.1.3 卖方提供成套的检测控制设备，提供参数测点布置，提供完整热工检测及控 制的资料，详细说明对汽轮机的测量、控制、联锁、保护等方面的要求。 2.4.1.4 卖方提供详细的热力运行参数、汽轮机各项危急报警值及保护动作值。 2.4.1.5 卖方对随机提供的热工设备(元件)，包括每一只压力表、测温元件及仪表阀 门等都要有详细说明，注明安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置须提供安装使 用说明书。 随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国际标准。测温元件必须符 合控制监视系统的要求。 不得选用国家宣布的淘汰产品。并根据安装地点的要求，满足防爆、防火、防水、 防尘、防腐的有关要求。所供的仪表控制设备和控制系统应得到买方的确认。 用于远传的开关量参数，应全部选用进口过程开关，过程开关的接点容量应为 220vdc 1a 或 220vac 5a；接点数量满足控制要求。远传仪表、变送器采用 420ma 标 准信号，变送器为两线制，精度不大于 0.5% 。 2.4.1.6 汽机本体所有测点必须设在具有代表性、便于安装和检修的位置，并符合有 关规定。 2.4.1.7 所有热电偶（k 分度）、热电阻(pt100 铂电阻)采用双支，热电阻采用三线 制，就地测温装置要求采用双金属温度计。 2.4.1.8 汽轮机控制系统必须满足自启停及调峰的要求。 2.4.1.9 汽轮机金属壁温测量应提供铠装热电偶（k 分度），满足安装维修要求。 2.4.1.10 所提供的调节阀、电动门等选用有成熟的运行经验的产品，保证其可靠性。 调节阀具有 420 ma 的位置反馈。电动门开/关方向限位开关和力距开关具有两对独立 的两常开两常闭接点；其接点容量为 220vac，5a 和 220vdc，1a。重要环节的电动门、 执行器采用进口设备，保证其可靠性。 汽机本体范围内的各抽汽逆止门单线圈电磁阀的电压等级，一般采用 220vac，重 要环节（deh 及供热快关调节阀单线圈电磁阀）电磁阀的采用直流电源。 卖方提供的气动调节阀或气动执行机构的压缩空气气源压力 0.40.7mpa。 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 的绝缘导线。 卖方协助设计院完成汽机本体热工测量埋管图设计。 发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议 27 2.4.2 热工检测 2.4.2.1 汽轮机本体温度测点要求留有插座（公制），对压力测点及汽水分析取样则 要求带一次门。 2.4.2.2 汽轮机壁温测点，要求有明显的标志，并便于安装检修。内缸壁温测量元件 能做到不揭缸更换。 2.4.2.3随汽轮机本体提供的三线制的 pt100 铂电阻(如轴承、推力瓦工作面、非工作 面等)的接线要求引至汽机本体接线盒。接线盒布置位置应考虑到维修的方便，端子 排号制作采用端子打号机。 2.4.2.4卖方应提供高、中压主汽门、各段抽汽逆止门全开全关位置行程开关，每个 方向至少有两对独立的无源常开接点，数量满足用户要求，行程开关采用进 口行程开关。 2.4.3 汽轮机安全监测保护系统(tsi) 2.4.3.1 要求监测项目齐全、性能可靠，与机组同时投入运行。 2.4.3.2 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。保护装置及其输出到指示仪表或 dcs 的信号应准 确可靠。 2.4.3.3 模拟量信号要求为 420ma 统一输出信号。 2.4.3.4 控制、报警、保护等开关量接点，要求能各送出 2 付无源接点，容量为 220vdc 1a 或 220vac 5a。 2.4.3.5 tsi 装置留有与汽机电调、tdm、dcs 系统通讯接口，常规保护，旁路保护等 需用的接口，其形式由买方认可。tsi 送给 tdm 的信号要求接到 tsi 机柜端子排。 2.4.3.6 tsi 装置至少包括如下功能，但不限于此： a)转速测量：量程一般为 05000r/min ，3 个（三取二）超速探头，1 个自动 盘车用零转速探头， 并根据控制要求，设置不同转速档位；可连接指示、报 警和保护。 b) 轴承座振动： 按机组轴承数装(包括发电机共 6 个)，测量绝对振动值，可 连接指示、报警。 c) 轴振动： 按机组本身要求装，测量轴对轴承座的 xy 两个方向相对振动， 可连接指示、报警、保护等。 d) 胀差： 监测各汽缸与转子的相对膨胀差，在同一个位置装设两个检测探头， 可连接指示、报警、保护。 f) 轴偏心：监测转子的弯曲值，可连接指示、报警。 g)轴向位移：通过三点对大轴位移进行监测，可连接指示、记录、报警、保护。 h)汽缸绝对膨胀：测量汽缸左、右侧的热胀值，可连接指示、记录、报警。 28 i)鉴相器：具有鉴相功能，可连接指示，tdm 装置。 2.4.3.7tsi 由卖方供货，选用德国 epro 公司原装 mms6000 产品，其功能与买方讨 论，经买方确认后方可订货。 2.4.3.8tsi 系统应留有 deh 、dcs、tdm 的通讯接口。(通讯接口应能送出全部信息,每 个系统应采用单独的通讯模件.） 2.4.4 汽轮机电液控制系统(deh) 2.4.4.1 汽机电液控制系统至少包括以下功能，但不限于此。 汽轮机转速和负荷控制，包括转速、转速变化率、负荷及负荷变化率设定和控 制。 供热抽汽控制 汽轮机热应力计算和监视 阀门管理 超速保护 甩热负荷防止超压保护 阀门在线试验 汽机运行工况监视及汽机寿命管理功能 汽机自启/停功能 deh 系统能满足汽轮机在凝汽方式下运行，也能满足在供热抽汽方式下运行。 在运行期间许可运行人员选择以下控制方式：手动控制、操作员自动、自动汽机控制、 机炉协调控制。允许运行人员对 5 种供热抽汽运行模式进行选择。 deh 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。 deh 系统的控制范围，从盘车-冲转-升速-并网带负荷-目标负荷。 deh 能实现在 rb 快速减负荷工况下对汽机的安全控制 提供两种不同的启动程序（机组各种热状态下的中压缸启动程序和高中压缸联 合启动程序）。 2.4.4.2 deh 留有与分散控制系统(dcs)、旁路控制系统（bps）、汽轮机安全监视仪 表(tsi)等的接口，其通讯方式或硬接线方式，由买方确认。 2.4.4.3 卖方提供详细的电调装置功能技术规范书及其详细图纸资料，并提供 deh 的 输入/输出清单和与单元机组 dcs 的通讯规约。 2.4.4.4deh 系统由卖方提供并承担技术总负责，该装置采用在电厂有成功的设计配套 和运行经验的厂家，硬件采用与 dcs 相同的硬件。deh 的硬件可与 dcs 同期采购或在 dcs 招标后进行采购。操作员站相关设备型式待买方 dcs 招标后,由买方向卖方提供 相关要求. deh 的技术谈判有业主人员参加，其选型经买方确认后方可确定。在该装置 订货时，供需双方另签一份该装置详细的技术协议。 发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议 29 2.4.5 电动执行器主要要求电动执行器主要要求 2.4.5.1 电动执行器应能接收来自 dcs 的 420ma 控制指令， 并输出 420ma 反馈信号， 应具有开方向和关方向限位开关，开/关方向限位开关应各带有两对独立的两常开、两 常闭接点，接点容量为 220vac 5a 或 220vdc 1a。 2.4.5.2 电动执行器应具有结构简单、性能可靠的双相力矩保护装置，应具有电机的 过热保护和断相保护功能。 2.4.5.3 电动执行器应配置手轮和手/自动切换机构。电动执行器在失去电源或信号时， 应能保持在失电或失信号前的原位不动，并具有供报警用的输出接点。 2.4.5.4 电动执行器的工作制为可逆断续工作制，每小时接通次数应满足 1200 次。 2.4.5.5 电动执行器的主要技术指标应满足： 基本误差：1.5% 回差： 1% 死区： 0.5 3%可调 阻尼特性： 3 次半周期 额定行程时间：25s 10%；40s 10%（对额定力矩6000n.m） 起动特性：电源电压降至负极限值时，执行机构能正常起动。 绝缘电阻 输入端子与机壳间： 20m 电源端子与机壳间： 50m 输入端子与电源端子间：50m 外壳防护等级 ip65 电源电压：380/220vac 或 220vac 50hz 模拟量输入：420ma dc 电阻小于 250 欧姆 位置变送器 输出电流信号：420madc（经电隔离后的输出） 电源由执行机构内部提供 负载电阻： 750 线性误差： 0.5% 始终端可调范围：0-20o 70-90o 机械寿命：107次 30 2.4.5.6 对于进口电动执行器卖方应提供中文版使用说明书并要求执行器供货商 1.2.3 了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近的现场工作经验，能 够正确的进行现场指导；能够独立、及时的处理现场发生的问题; 1.2.4 身体健康，适应现场工作的条件。 1.3 卖方现场服务人员的职责 1.3.1 卖方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备 质量问题的处理、指导安装和调试、参加试运和性能验收试验。 1.3.2 在安装和调试前，卖方技术服务人员向买方技术交底，讲解和示范将 要进行的程序和方法。对重要工序（见下表），卖方技术人员要对施工情况进 行确认和见证，否则买方不能进行下一道工序。经卖方确认和见证的工序如因 卖方技术服务人员指导错误而发生问题，卖方负全部责任。 卖方提供的安装、调试重要工序表 序号工序名称工序主要内容监装方式备注 1 台板就位台板基架接触检查 w 发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议 61 序号工序名称工序主要内容监装方式备注 低压汽缸接配 w 汽缸