桐梓汽机技术协议(最终版).doc

贵州华电桐梓发电有限公司2600MW超临界机组汽轮机及其附属设备合同 合同附件贵州华电桐梓发电有限公司2600MW超临界机组汽轮机及其附属设备合同附件工程名称：贵州华电桐梓发电有限公司2600MW超临界机组工程建设单位（买方）：贵州华电桐梓发电有限公司制造单位（卖方）：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司监理单位：达华集团北京中达联咨询有限公司设计单位：西南电力设计院二00七年一月61 附件1 技术规范11 总 则11.1 本技术规范书编制原则和适用范围11.2 工程概况11.3 汽轮机主要技术规范41.4 设计条件51.5 设计制造技术标准72 技术要求92.1 汽轮机本体性能要求92.2 汽轮机本体结构设计要求172.3 凝汽器302.4 低压加热器362.5 随机供货阀门382.6 保温和油漆402.7 材料422.8 汽轮机本体仪表和控制432.9 安装和检修要求583 包装、标志、运输、验收和保管593.1 包装593.2 标志593.3 运输603.4 验收624 设备技术数据624.1 汽轮机本体624.2 启动参数704.3 运行参数714.4 汽轮机有关接口数据714.5 汽轮机辅助系统724.6 汽轮机主要部件材质844.7 汽轮机主要技术数据864.8 汽轮机附属设备数据914.9 热工检测及控制设备技术参数975 汽轮机性能保证和性能验收试验985.1 性能保证995.2 汽轮机性能验收试验996 仪表及控制系统试验和验收1006.1 总则1006.2 工厂验收试验和显示1007 设计分工101附件2：供货范围1041. 一般要求1042. 供货范围1043. 供货范围清单1094. 汽轮机附属设备详细供货清单1235 专用工具1266 随机备品备件清单表128附件3 技术资料和交付进度132附件4 交货进度144附件5 设备监造(检验)、性能验收145附件6 技术服务和联络154附件7 分包与外购161附件8 大件部件情况167附件9 价格表168附件10 履约保函（格式）169附件1 技术规范1 总 则1.1 本技术规范书编制原则和适用范围1.1.1本技术规范书适用于贵州华电桐梓发电有限公司2600 MW超临界机组的汽轮机及其附属设备、凝汽器、低压加热器的订货。1.1.2本技术规范书包含本期工程卖方投标时提供贵州华电桐梓发电有限公司2600MW超临界机组汽轮机投标书中的技术部分（含图册和专题报告）和澄清书的所有承诺内容。1.1.3本技术规范书只规定了主要原则和适用范围，提出的是最低限度的要求，并未对一切细节作出具体规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。卖方保证提供符合本技术规范和相关有效、最新工业标准的产品。1.1.4 删除1.1.5在签订合同之后，买方保留对技术规范提出补充要求和修改的权力，卖方承诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由买卖双方商定。 1.1.6技术规范书所使用的标准如与卖方所执行的标准水平不一致时，按较高标准执行。 1.1.7本技术规范书经买卖双方签字认可后作为订货合同的附件，与合同正文具有同等法律效力。1.1.8本工程采用KKS标识系统。卖方提供的技术文件（包括资料、图纸）和设备铭牌上应有KKS编码，具体标识方法及深度由西南电力设计院在设计联络会上提供。1.2 工程概况1.2.1 厂址简况1） 电厂厂址位置桐梓县位于黔北高原边陲，东经106度26分至107度17分，北纬27度57分至28度54分。遵义市北面，南至遵义70km，距省会贵阳226km，北至重庆264km，东邻绥阳县、正安县，西连习水县、仁怀县。全县辖24个乡镇，全县国土总面积3200km2，人口65万。遵渝高速公路、210国道和川黔电气化铁路贯穿桐梓县南北，交通方便。九坝沟厂址位于桐梓县城东南侧，距县城直线距离约2.5km，公路距离约3.3km。改造后的桐梓县至绥阳县的S303省道紧邻厂址东侧通过，厂址东北距天门河水库取水口2.0km，东距杨家湾灰场1.5km，东南距何家沟灰场1.5km。2） 距煤源和运煤铁路专用线距离本工程本期需燃煤约310104t/a，燃煤供应各个矿井的所在地都有相应的规划公路到电厂，到拟选厂址的平均运距最大不超过50Km；同时大中型矿井分布相对分散，而且也无超大型煤矿，因此桐梓电厂电煤运输采用汽车运输较为合理。桐梓发电厂2600MW工程建成后每日耗煤量1.03104t/d，全部采用汽车运输；每日最大来煤量高达1.23104t/d，每日最大来煤车辆数为615辆次，往来1230辆次；为确保桐梓发电厂的燃煤运输，桐梓县专门委托贵州省国际工程咨询中心编制并完成了桐梓2600MW火电厂煤炭运输公路规划，根据该规划，以省道303、桐仁公路、201国道(楚米至桐梓)、桐茅县道为电煤运输主干线主，各个煤矿至主干线的道路为电煤运输支线，将桐梓发电厂煤炭运输公路网建成以电厂为中心的辐射公路路网，形成四通八达、快速便捷的运输公路网。3)电厂处于贵州高原北部大娄山脉腹地，属侵蚀、溶蚀中低山谷地地貌区域。区域地质构造上本区处于川黔南北向构造带与东北向构造带交接复合部位。经向构造、北东南西华夏式构造和零星分散的纬向构造构为区域主要地质构造，其中北东南西华夏式构造是厂址区域的主要构造形迹。与厂址区域有关的褶皱、断裂主要有高桥向斜、东山背斜、沙坝断层、沙嘴断层和马鞍山断层。根据中国地震动峰值加速度区划图(GB 18306-2001图A1)，场地地震基本烈度为6度，地震动峰值加速度值为0.05g。厂址区地貌为构造溶丘谷地地貌，地面高程927966m。虽然厂区属非强岩溶发育区，没有查到影响厂址成立的大规模岩溶洞穴和通道的证据，但规模不大的岩溶裂隙、溶沟溶槽以及岩面过大起伏等依然存在。天门河自厂区西侧流过，两岸阶地发育不全，见不对称分布的漫滩及一级阶地。发育于厂区西南1.5km之外马脑岩的马脑岩溪，常年流水不断，于厂区中部注入天门河。厂址建筑场地类别为类。1.2.2 工程概况本期工程建设规模为2600MW超临界燃煤机组。电厂燃用桐梓本地无烟煤。本期工程冷却水系统采用开闭式供水系统，为单元制。本期工程出线等级为500kV，出线2回。本期工程的燃料及原材料的运输以公路运输为主。两台机组设置一个集中控制室。1.2.3 气象条件多年平均大气压力：905.1 hPa多年极端最高气温：37.5 oC多年极端最低气温：-6.9 oC多年平均气温：14.7 oC多年平均相对湿度：79%最小相对湿度：8%多年平均风速：1.8m/s30年一遇离地10m高 10min平均最大风速：23m/s50年一遇离地10m高 10min平均最大风速：24.5m/s多年平均降水量： 1035.8mm一日最大降水量： 173.3mm年平均雷暴日数： 48.9天基本风压： 0.375kN/m2。1.2.4 循环水水质资料开式循环冷却水压力(设计)：0.5MPa；温度：23.4(设计)，33(最高)。循环冷却水水质如下表： 编 号项 目浓缩倍率(3.5倍)1pH值8.522溶解固体 (mg/l)906.53活性硅 (mg/l)11.24K+Na+ (mg/l)20.795Ca2+ (mg/l)2016Mg2+ (mg/l)33.507Cl- (mg/l)11.878SO42- (mg/l)146.519HCO3- (mg/l)608.6810NO3- (mg/l)10.851.2.5 设备使用条件机组运行方式：定滑定或定滑方式运行；负荷性质：带基本负荷并调峰运行；锅炉与汽轮机一对一配置；机组布置方式：汽轮机室内纵向布置，机头朝向扩建端，机组向左扩建(从汽机房向锅炉房看)。锅炉为露天布置；煤仓间位于锅炉前侧，给煤机层标高为13.7m。机组安装检修条件：主要部件安装采用桥式 起重机；设有电梯及有关起吊设施用于机组检修。厂用电：中压系统为 6kV、三相、50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为6kV。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以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相220V。直流控制电压为110V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围从94V到121V。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:设备照明由单独的380/220V照明变压器引出。维修插座电源额定电压为380V、70A、三相、50Hz；单相220V、20A。电动机采用F级绝缘，温升按B级考核。1.3 汽轮机主要技术规范(1)机组型式：超临界、中间一次再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、8级回热汽轮机。(2)热耗验收工况(THA工况)：额定功率(发电机出线端)：600MW主汽门前蒸汽压力：24.2MPa(a)主汽门前蒸汽温度：566主汽门前蒸汽流量：1657.66t/h中联门前蒸汽压力：3.828MPa(a)中联门前蒸汽温度：566中联门前蒸汽流量：1421.13t/h(3)额定功率(铭牌功率TRL)下参数额定功率：600 MW额定主汽门前压力：24.2 MPa(a)额定主汽门前温度：566 额定再热汽阀前温度：566 (4)阀门全开(VWO)功率下参数功 率：669.786MW主汽门前压力：24.2 MPa(a)主汽门前温度：566 再热汽阀前温度：566(5)加热器(包括除氧器)级数：8(6)给水温度(TRL工况)：283.2(7)设计背压：平均背压5.8kPa(a)(8)额定转速：3000r/min(9)旋转方向(从汽机向发电机看)：顺时针(10)最大允许系统周波摆动：48.551.5 Hz(11)从汽轮机向发电机看：润滑油管路为右侧布置。(12)本技术规范压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力。(13)给水泵为每台机组配置2台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的启动及备用电动给水泵。卖方提供1台汽动给水泵和1台电动给水泵并联运行最大负荷工况的热平衡图。1.4 设计条件1.4.1 热力系统(1)主蒸汽及再热蒸汽系统主蒸汽及再热蒸汽系统均为单元制系统，采用2-1-2布置方式。在主蒸汽管道上不装设流量测量喷嘴，利用高压缸的调速级产生的压差来测量主汽流量。由于汽机自动主汽门具有可靠的严密性，主蒸汽管道上不再装设任何隔断门。冷再热蒸汽作为汽动给水泵在机组启动和低负荷时的备用汽源，也作为辅助蒸汽系统的备用汽源之一。 汽机旁路系统采用高、低压两级串联的电动旁路系统，其容量暂按30BMCR设置。(2)回热抽汽系统汽轮机采用八段非调节抽汽，一、二、三段抽汽分别供三个高压加热器。四段抽汽供除氧器、汽动给水泵和辅助蒸汽联箱。五、六、七、八段抽汽分别供给四台低压加热器。(3)给水系统给水系统为单元制。一台机组配备2台50BMCR容量的汽动给水泵和1台30BMCR容量的电动给水泵。三台高压加热器采用大旁路系统。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。(4)凝结水系统凝结水从热井来经凝结水泵进入凝结水精处理装置处理后，经一台轴封冷却器，四台低压加热器后进入除氧器，凝结水精处理采用中压系统。(5)辅机冷却水系统辅机冷却水系统由开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统组成。闭式循环冷却水系统采用除盐水，主要用于冷却转动机械轴承、电动机等对水质要求较高的地方。而开式循环冷却水系统取自循环水系统，主要冷却对象为表面式换热器等设备。为节约用水，冷却水考虑全部回收。冷却水系统初步设计参数如下：系 统 名 称设计压力(MPa)设计温度()水 质备 注开式循环冷却水0.2-0.533循环水闭式循环冷却水0.5-0.838除盐水1.4.2 辅助设施(a)启动汽源本工程为新建工程，其启动汽源从启动锅炉房接至#1机辅助蒸汽联箱，启动时为除氧器加热用汽、空预器启动吹灰用汽、轴封用汽等提供汽源。后续机组启动时，启动汽源从前一投产机组辅助蒸汽联箱引出，启动锅炉房不再投运。(b)空气压缩机室本工程设有一套供检修用的杂用压缩空气系统，并设有仪用空气压缩机系统。1.4.3 设计条件(1)一次再热与三级高压加热器(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，各级加热器疏水逐级自流。汽机两个低压缸排汽排入双背压凝汽器。(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。考虑到超临界机组的新蒸汽参数压力和温度等级均很高，若驱动给水泵汽轮机的启动/备用汽源采用新蒸汽，将带来小机进汽部分的设计、材料选择等一系列的问题，因而推荐驱动给水泵汽轮机的启动/备用汽源采用冷再热蒸汽。备用及正常汽源切换前后的热平衡图将与驱动给水泵汽轮机的供货商配合提供。(3) 进入汽轮机蒸汽品质如下：钠5g/L二氧化硅15g/L电导率25303051.050.518018050.548.5连续运行48.548.030030048.047.5606047.547.0101047.046.5252.1.16 从VWO工况到最小负荷，汽轮机能与锅炉协调运行，且能满足汽轮机启动方式的要求。卖方提供汽轮机允许的主蒸汽、再热蒸汽参数变化范围及允许持续运行时间，并说明所依据的标准、规范。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1.25Pl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表中采用下述定义的符号：P0主汽门前额定进汽压力 MPa(a) Pl额定冷再热蒸汽压力(汽轮机热耗考核工况高压缸排汽压力) MPa(a) t 主汽门和中压联合汽门前额定进汽温度 2.1.17 主蒸汽及再热蒸汽管道从锅炉出口二根合并成一根总管再分成二根引入汽轮机，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不大于14。非正常42，不超过15分钟，再次发生时间间隔大于4小时。2.1.18 卖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与额定转速避开-15%+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，卖方在表4-5中提供轴系各临界转速。轴系扭振固有频率为11.65/20.79/25.02/89.98/91.51/109.69/119.57/ 119.74/135.28，在工频和二倍工频7%范围内无扭振固有频率。2.1.19 汽轮机在所有稳定运行工况下(额定转速)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，在任何轴颈上所测得垂直、横向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各轴承座双振幅振动值不大于0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。过临界转速时的最大允许振动值为0.254mm。(1)卖方各轴承型式、主要数据及瓦型、失稳转速等见表4-4，对数衰减率所采用的计算公式: 对数衰减率=/Q因子。可以看出对数衰减率与Q因子为倒数关系，因此Q因子的考核标准同时适用于对数衰减率的考核，即较小Q因子将对应较大的对数衰减率，也就是说对横向振动不敏感。(2)卖方在各轴承的适当部位，备有装设测轴振动元件(垂直、水平、轴向)的位置。(3)卖方提供安装扬度曲线，并分别说明冷态标高中考虑的因素及采用的数值。确定轴承标高，以使机组各轴颈处不因此而产生附加弯矩为准则，同时还根据影响机组标高的运行因素如抽真空等对冷态标高进行必要的修正。(4)卖方在机组出厂前做高速动平衡消除不平衡量，确保轴系稳定性及机组运行安全性，不考虑在电厂做动平衡解决卖方本身的设计和制造误差。如确有需要，不超过两次，如果增加次数，则由卖方负责发电量的损失。2.1.20 当汽机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组能自动降至同步转速，并自动控制汽轮机的转速，以防机组脱扣。2.1.21 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)，机组能在高背压下运行，即背压高到0.0186MPa(a)时安全运行，机组在负荷及时间上没有何限制。机组在铭牌功率下运行时允许的最大背压值为0.0118MPa（a）。2.1.22 当自动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，发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间，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。2.1.23 超速试验时，汽轮机能在112%额定转速下作短期运行，这时任何部件都不超应力，各轴系振动也不超过报警值。卖方负责计算汽轮发电机整体轴系的稳定安全性。2.1.24 卖方提供汽机在不同启动条件下的启动曲线，从铭牌功率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。卖方负责归口机炉联合启动曲线，锅炉厂配合并满足汽轮机启动要求。2.1.25 卖方在表4-9中提供汽轮机的起停方式和必要的运行数据。2.1.26 热耗率保证值(1)机组THA工况的保证热耗率不高于7534.5kJ/kW.h(2)卖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/kgHr 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kWkWe 当采用静态励磁和/或采用不与汽轮机同轴的电动主油泵时，各项所消耗的功率以上公式是指未使用减温水的工况，如使用时予修正。卖方按下列条件计算保证热耗率：发电机效率：98.9%给水泵效率：83%给水泵汽轮机效率：81%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%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号高加2号高加3号高加5号低加6号低加7号低加8号低加上端差-1.7002.82.82.82.8下端差5.65.65.65.65.65.65.6低压加热器属于主机成套设计供货，汽轮机性能考核试验不对低压加热器的端差进行修正。卖方提供在各工况下的给水泵汽轮机负荷。卖方提供附详细数据(包括工质压力、温度、流量、焓值、压降、端差、温升和功率等)的热平衡图，修正曲线及有关说明。还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ASME PTC6-1996。卖方提供汽轮机热耗-背压修正曲线(见图纸资料)。2.1.27 汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数如下：高中压转子（2瓦）低压转子I（4瓦）低压转子II（6瓦）电机转子（7瓦）扭矩N.m1908504411823468376546154467扭应力MPa146188311251许用安全系数1.7541.7541.7541.754安全系数4.043.142.443.03对应的异常工况为二相短路。2.1.28 高压加热器不属主机配套设计供货，但卖方在汽机热平衡计算时，提出各种运行工况下各高压加热器端差和参数。2.1.29 汽轮机的系统及辅助设备能适应所有工况下的运行。机组能满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下与卖方提供的启动参数配合的要求。卖方提供上述不同启动方式的启动曲线，并提供正常情况下，机组从锅炉点火到机组带额定出力的启动时间以及汽轮机正常停止运行时的惰走曲线。2.1.30 卖方对汽轮机发电机组整个轴系的振动，临界转速，扭振频率值、失稳转速、对数衰减率、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。2.1.31 VWO工况作为汽轮机辅属设备等设计选择的基础。2.1.32 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不大于85dB(A)。噪声测量方法按IEC-1063进行。2.1.33 汽机最大件安装检修起吊方案图满足规范书中规定的安装检修起吊高度要求。2.1.34 汽机配套设备所用电动机的绝缘等级为F级，防护等级为IP44，采用380VAC电源，油系统采用防爆型。卖方配套电动机满足下列总的要求：功率等级电压等级绝缘等级温升等级型式AC200kW及以上6kVClass FClass B外壳防护等级：IP44200kW以下0.38kVDC各类容量0.22kV2.2 汽轮机本体结构设计要求2.2.1 一般要求(1)卖方所提供的设备满足技术先进、安全可靠的要求，可采用进口、引进技术、合作制造等多种方式进行。该设备的性能和质量由卖方对买方进行保证。对部分自主开发的技术，是技术先进、成熟，安全可靠，有应用业绩。不使用试验性的设计、部件和材料。如果在引进的原机型上有设计变更，卖方事先向买方提出，并说明变更的原因及可能达到的效果。卖方提供的设备、部件最大限度的在工厂进行组装。汽轮机在制造厂总装、盘车，卖方在厂内总装，分缸盘车。高中压缸在厂内解体发货。(2)卖方对超临界机组的选材提供说明，并与卖方或技术支持方已生产过的高效超临界机组的材料进行对比(以中国耐热钢的牌号表示方法表示，如为国外钢材，注明中外对照牌号)。说明包括汽缸、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，特别是高温蠕变断裂(持久)强度、蠕变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、最高允许使用温度。(3)在考虑轴系稳定性时，同时考虑超临界压力引起的高应力及高压段汽封引起的蒸汽涡流激振问题。(4)汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，滑销系统的润滑剂能在运行中注入，滑销系统参见图纸资料部分，提供加注工具。(5)机组的设计充分考虑可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。防止汽机进水措施至少符合ASME TDP-1规定，以及符合DL/T834-2003汽轮机防止进水和冷蒸汽导则的规定。(6)卖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要求，及计算公式。当买方管道设计不能满足卖方要求时，在设计联络会上双方协商解决。 (7) 机组采用高中压缸联合启动方式，启动时防止高压缸过热的措施：设置高压缸排放装置。(8)本工程采用汽轮机两级串联旁路。旁路的容量满足机组安全启动，机组在任何工况下启动(冷态、温态、热态、极热态启动)时保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。卖方结合自己成熟和传统的设计配合锅炉厂在设计联络会上确定旁路容量、参数等。(9)除回热抽汽及给水泵汽轮机用汽外，机组能供给厂用蒸汽量: 冷段抽汽量60t/h，四级抽汽量40t/h，此工况下汽轮机也能带额定负荷(THA)。汽轮机在带额定负荷(THA)时允许的最大抽汽量冷段为160 t/h,四段为80 t/h。(10)删除(11)卖方600MW超临界汽轮机组采用的是三缸四排汽方案。(12)机组沿转子轴向不同位置上安装三套(共9个)转速测量装置，卖方对具体设置方案给出说明。要求：汽轮机转速共9个，一个用于汽轮机0转速，一个用于监视、一个备用。三取二模拟量用于DEH控制，三取二开关量用于汽轮机保护。前箱内有转速传感器DEH 3个、1个就地转速；0转速1个；盘车装置上TSI 3个、1个备用。 (13) 卖方提供在最不利的运行条件下，一个抽汽逆止阀故障时，汽轮机的超速分析，并据此决定抽汽逆止阀的配供数量。汽轮机四段抽汽管道上提供两个抽汽逆止阀。(14) 卖方公司汽轮发电机基座为刚性基座。(15) 汽轮机本体有完善的保温设计，保温层的表面温度按不大于50设计，以确保机组运行的安全经济性。(16)为对机组运行监视和热力特性试验，卖方在供货范围内的设备和管道上，装设足够的测点和探头，测量金属温度等。(17)转子轴系进行扭振计算。扭振按机组运行方式，电网要求、电气故障，诸如二相短路或三相短路，单相和三相重合闸，误同期等工况计算。卖方提供计算结果。(18)汽轮机结构设计满足各种运行方式的要求。(19)在设计和制造过程中，考虑合适的措施，方便维修和减少维修停运时间。(20)汽轮机的磨损部件可更换。2.2.2 汽轮机转子及叶片(1)汽轮机转子采用整锻转子，整锻转子无中心孔。(2)汽轮机设计允许不揭缸进行转子的动平衡。(3)转子的临界转速符合2.1.18条的要求。(4)各个转子的低温脆性转变温度(FATT)的数值。高中压转子FATT80，低压转子10。卖方600MW超临界机组低压转子采用的是纯净钢锻件。卖方保证低压转子脆性转变温度（FATT）外缘0，此脆性转变温度值不影响机组启动的灵活性(5)转子相对推力瓦的位置设标记，以便容易地确定转子的位置。(6)叶片的设计是先进的、成熟的，叶片在允许的周波变化范围内不产生共振，并提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔频谱(CAMPBELL)图。(见图纸资料)(7)由于蒸汽参数高且采用直流锅炉，卖方对汽轮机防止固体颗粒侵蚀(SPE)所采用的措施如下：汽机调节级喷嘴渗硼涂层处理，以防止固体颗粒的侵蚀。(8)任何一级蒸汽的含水量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具有抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。末几级叶片抗水蚀措施如下： 叶片设计动应力小。 次末级叶片采用喷丸强化，末级叶片焊整块型线状司太立合金片。 严格控制叶片制造过程，特别是热处理规范，严格检验机械性能、化学成份、硬度等，并对不同炉批号的成品叶片进行破坏性检查并提供检查报告。 对叶片进行磁粉检查，如有应力集中，进行除应力处理。卖方对推荐的低压末级叶片的型式及长度进行相关比较，并提供专题报告。(9)调节级叶片及动静叶片采用更为合理的型线，以降低型线和端部损失。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考虑有足够的裕量，并提供叶轮轮槽拉应力、叶片根部拉应力和剪应力数值，以及许用应力。(10)转子及叶片材料见表4-21，并说明化学成分常温和高温机械性能，与引进技术采用材料性能的对比等。高中压转子重量34t、低压转子262t；高中压转子的重心离调端轴承中心线的距离为 3000mm，低压转子的重心离调端轴承中心线的距离为 2870 mm；高中压转子惯性矩GD2值为15.1 t.m2、低压转子90.9t.m2。(11)汽轮机各转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度达到1.0mm/s。(12)每台汽轮机转子，都在卖方进行一次超速试验，超速试验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，且最高转速只受超速跳闸装置动作限制时可能出现的最高转速，这种试验只进行一次，超速试验延续时间不超过10分钟。但在任何情况下，不超过额定转速的20%，所进行试验的转速和持续的时间：高中压转子超速试验转速为3450r/min，时间1分钟。低压转子超速试验转速为3450r/min，时间1分钟。(13)卖方对发电机产生的轴电流、轴电压设置接地装置，能防止对汽轮机轴的损伤。(14)转子进行轴系不平衡影响计算、轴系稳定性计算、转子扭振计算，全部计算都在合格范围内，并提供计算结果由买方确认。2.2.3 汽缸(1)汽缸的设计使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的热应力和变形量较小，能始终保持正确的同心度，任何情况下，不影响机组的安全运行。汽缸铸件做到彻底消除残余应力，对铸件同一部位的裂纹或缺陷挖补处理不超过1次。提供探伤、挖补、厂内热处理的全部质检文件。(2)高、中、低压缸均采用已有成熟运行业绩的结构和材料。高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件选用在高温下蠕变断裂(持久)强度较高的材料，卖方说明这些部件采用的材质、材料化学成分、常温和高温性能，与引进技术或技术支持方采用材料性能的对比等。(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，不因喷水而损伤叶片。(4)在每个低压缸上半部提供排汽隔膜阀(即大气阀)，以保护机组安全。该阀有足够的排汽面积，排汽隔离阀的爆破压力值为：0.0340.048MPa(g)(5)提供汽缸法兰螺栓的专用拆装工具及质量可靠的电加热装置，包括所有附件、伸长量测量装置和控制设备。(6) 揭缸时分开汽缸结合面的措施为：高中压外缸采用千斤顶，其它汽缸采用顶开螺钉。(7)汽缸上的压力(包括调节级)、温度测点(包括测量元件)齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。汽轮机壁温测点有明显的标志，并提供便于安装检修的措施，内缸壁温测点能在不揭缸的情况下拆换。(8)为防止蒸汽激振引起的低频振动，高压部分汽封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有适当的弹性和推挡间隙，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。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。(9)卖方采取可靠措施，防止汽缸中分面漏汽。(10)汽缸上的接口材质及口径与设计院管道一致，如有差异由卖方提供过渡段。(11)高压缸排汽端设计压力，为阀门全开(VWO)时最高压力的1.25倍。(12)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，卖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，提交卖方确认。(13)汽轮机低压缸的设计有足够的刚度，保证汽轮机真空状态时变形最小。(14)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。(15)卖方提供的汽缸中分面螺栓螺母在厂内试装，保证良好配合，并成套做标记，以便买方现场安装。(16)卖方机组采用揭缸安装。(17)低压缸与凝汽器采用柔性连接方式及凝汽器与基础采用刚性连接方式，以避免由于凝汽器中