胜利热电汽轮机技术协议.doc

胜利热电汽轮机技术协议 1.2卖方必须对设备性能保证值提供有关技术支持材料(包括但不限于国家认可有资质的单位出具的产品型式试验报告或鉴定报告或性能验收试验报告等)。 1.3本章节提出买方的最低限度的技术要求(简称技术门槛值)，并未规定所有的技术要求和适用的标准。 卖方须实质性地响应本卷的技术规定和要求，提供符合引进机型的原先标准和本规范书所列标准的高质量、最新工业标准的产品，以及相应的技术服务。 同时必须满足国家关于产品质量、安全、工业卫生、劳动保护、环保、消防等强制性标准的要求。 若卖方提出的技术标准与本规范书所列标准不一致时，执行较高标准。 卖方对投标文件技术澄清中所作的承诺与技术协议一样具有同等约束力。 在签订合同之后，买方保留对本技术协议提出修正和标准发生变化而提出一些补充要求，在设备投料生产之前，卖方须在设计上予以修改，但价格不作调整。 1.4卖方对供货范围内的成套的汽机系统设备（含附属系统及设备、附件等）负有全责，包括分包（或对外采购）的产品。 分包（或对外采购）的主要产品制造商应事先征得买方的认可。 对于卖方配套的控制装置、仪表设备、汽机的DEH的硬件和软件应能并负责与买方的DCS协调配合，直至接口完备。 1.5卖方提供三家具有相同资质或业绩的分包商供买方择优选用。 进口国际著名品牌阀门采用原配电（气或液）动执行机构。 对于国产阀门，卖方一提供三家具有符合资质和业绩的要求的制造厂家供买方确认,选择适用的原装电动（气或液）动执行机构。 1.6本工程采用KKS标识系统。 卖方提供的技术资料(包括图纸)和设备标识必须有KKS编码。 标识原则、方法和内容在第一次设计联络会上讨论确定。 1.7设备的运输尺寸和重量不得超过技术附录D规定的从工厂至施工现场的运输限制。 卖方列出运输方案和措施。 1.8卖方提供的所有的技术资料、表格、图纸和所有的设备都使用国际单位制。 书写语言为中文。 1.9如本章节中涉及有关商务方面的内容与商务部分有矛盾时，执行较高的要求。 4第二章工程概况2.1工程规模胜利石油管理局胜利发电厂位于山东省东营市西城东南方向约7公里的万泉村附近，目前总装机容量为1040MW。 一期工程2?220MW燃煤发电机组，二期工程2?300MW抽汽凝汽式燃煤发电供热机组。 为进一步缓解东营市及胜利油田日趋严重的用电和供热的紧张局面，改善东营地区环境质量，胜利石油管理局结合国家鼓励发展大型热电机组和“上大压小”的有关政策，拟在胜利发电厂 一、二期工程的基础上向西扩建三期工程，规划建设1?660MW超临界抽汽凝汽式发电供热机组。 本工程计划于xx年5月开工建设，xx年11月底投运。 2.2工程地质和地貌2.2.1工程所在地东营胜利油田发电厂位于东营市西城东南方向约7km的万泉新村附近，南二路南侧，西距淄东铁路约13km，距辛东公路约4.5km，东距广利港码头约30km，距广利河入海口约41km。 北临G220国道（南二路），南依规划中的德东铁路，距广蒲河约2km。 东临排水干渠，西为辛店农场。 场地地貌单元属黄河下游冲积平原与三角洲冲积平原的过渡地带。 厂区地形由西向东倾斜，自然地面标高在4.30-5.60m之间（黄海高程）。 东营市现有淄东铁路（淄博东营）与胶济铁路连通，淄东铁路全长91.0km，东营市境内长20.5km，设方家庄、史口、东营三个车站。 本工程铁路专用线从史口北站（DK80+092.867=AK0+000）处引出，与淄东线并行200m折向东，绕过于林村和袁家村北侧，折向东南，于姜王村和北高村之间穿过后折向东，区间走行10.7km至本期工程工厂站。 规划中的黄大铁路、德龙烟铁路从东营市境内通过。 2.2.2厂区的岩土工程条件2.2.2.1拟建厂址区地形较为平坦，地面建筑垃圾及堆积物较多。 地面高程一般为4.90m5.43m。 地貌成因类型为冲积平原，地貌类型为平地。 2.2.2.2拟建厂址区既无全新世活动断裂、发震构造和影响场地地基稳定的断裂存在，也无象泥石流、大面积地表塌陷等危及场地安全的潜在地质灾害产生的条件，拟建场地处于相对稳定区。 厂址区勘测揭露的地层为第四系全新统（Q4al）及上更新统（Q3al）冲积层局部分布少量第四系人工填土（Q4s），岩性主要有素填土、粉土、粉质粘土和粉细砂。 2.2.2.3勘探深度内场地地下水类型为第四系孔隙潜水，勘测期间地下水稳定水位埋深1.352.20m，相应的高程为2.903.90m。 据调查场地地下水历年平均最高水位接近地表。 场地浅层地下水（深度2.00m）在类环境条件下，对混凝土及混凝土中的钢筋具弱腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。 2.2.3地震烈度工程场地50年超越10的平均土条件下的地震基本烈度为7度，设计地震动峰值加速度为121.8cm/s2（0.10g），地震动反应谱特征周期为0.75s。 2.3循环水水质资料循环冷却水单元制二次循环水系统，循环水为城市中水。 设计温度20；夏季温度33（最高36）辅机冷却水闭式循环冷却水，设计温度25，夏季38（最高42）开式循环冷却水，设计温度20，夏季温度33（最高36）开式循环冷却水水质（已考虑浓缩倍率）单位mg/L项目COD crBOD5SS S2-PH氨氮以N计碱度SO42-Cl油总硬度指标6020xx-98-15100950年平均8050最大97003500因目前还未取得中水水质的全分析报告，以上参数根据城市污水再生利用工业水质及污水综合排放标准预测的水质作为参考。 待水质落实后进行相应调整。 闭式循环水水质材质电导率(25C）/(s/cm)pH(25C)全铁系统309.5含铜系统208.09.2开式循环冷却水压力（最高）0.4MPa；温度20（设计），33（夏季），36（最高）。 开式循环冷却水水质同循环水（城市中水考虑浓缩倍率）。 闭式循环冷却水，压力（最高）0.85MPa；温度25（设计），38（夏季），42（最高）。 2.4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；机组布置方式（暂定）室内纵向布置，机组向右扩建（从汽机房向锅炉房看），机头朝向固定端；机组安装检修条件机组运转层标高13.70m；厂用电系统电压高压高压系统为6.3kV三相50Hz，额定容量200kW电动机的额定电压为6kV。 低压低压为380V三相50Hz；额定200kW以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相220V。 直流控制电源DC110V，直流蓄电池组，电压变化范围从88121V。 应急直流油泵电机额定电压为220V直流，与直流蓄电池系统相连，电压变化范围从187248V。 设备照明和维修电压设备照明由单独的400/230V照明变压器引出。 维修插座电源额定电压400V、60A三相50Hz；单相220V，20A。 厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.30.75MPa，最高温度为50。 2.5气象条件根据东营市油田气象站19671994年（除特殊说明，利津站资料年限为1953xx年）共28年的观测资料统计，统计成果如下1）气温累年平均气温12.5累年平均最高气温18.4累年平均最低气温8.1累年极端最高气温39.9累年极端最低气温-22.0（30年一遇设计值）2）湿度累年平均相对湿度65累年平均绝对湿度（水汽压）11.2hPa累年最大绝对湿度（水汽压）39.8hPa累年最小绝对湿度（水汽压）0.3hPa累年最小相对湿度13）气压累年平均气压1016.7hPa极端最高气压1041.2hPa，发生于1971.11.29（19711986）极端最低气压991.7hPa，发生于1978.6.29（19711986）4）降水累年平均降水量551.7mm累年最大年降水量1120.0mm，发生于1990年（利津站）累年最小年降水量244.5mm，发生于1992年（利津站）累年一日最大降水量366.2mm，发生于1970.7.24累年最大1小时降水量68.8mm，发生于xx.7.27（利津站）累年最大10min降水量29.8mm，发生于1986.7.24（利津站）累年最长连续降水日数11天5）蒸发累年平均蒸发量1789.4mm6）风速累年平均风速3.4m/s累年最大风速33.0m/s，发生于1985.5和1986.130年一遇10分钟平均最大设计风速30.5m/s60年一遇10分钟平均最大设计风速32.4m/s累年全年主导风向SSE，相应频率8%；累年冬季主导风向NNW，相应频率9%；累年夏季主导风向SSE，相应频率11%；7）其它累年最大冻土深度640mm累年最大积雪深度240mm累年平均雷暴日数20.5天累年最多雷暴日数46天，发生于年1967累年平均大风（6级）日数61天累年平均大风（8级）日数16.3天累年平均日照时数2707.9h累年最多雾日数8.7天第三章标准和规范3.1汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为3.1.1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。 3.1.2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。 3.1.3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、消防及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。 3.2如果本技术协议中存在某些要求高于上述标准，则以本技术协议的要求为准。 3.3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。 3.4现场验收试验，凡未另行规定的，均应按照ASME或IEC试验规范进行。 汽轮机热力性能验收标准为ASME PTC6-1996，蒸汽的性能应采用国际水和水蒸汽性质协会1997年发布的水和水蒸汽性质工业公式IAPWS-IF97计算。 3.5卖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HEI热交换学会标准（其中凝汽器采用第8版）NSPS美国新电厂性能（环保）标准DIN德国工业标准EN欧洲共同体标准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3.6除上述标准外，卖方设计制造的设备还满足下列规程的有关规定（除另有规定外）城市区域环境噪声适用区划分技术协议GB15190-1994工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348-xx工业企业噪声控制设计规范GBJ87-1985原电力部火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程1996版原电力部火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL5053-1996原电力部电力建设施工及验收技术协议（汽轮机组篇）DL5011-92原电力部火电工程启动调试工作规定原电力部电力建设施工及验收技术协议（管道篇）DL5031-94电力行业标准火力发电厂设计技术规程DL5000-2000火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则DL/T834-xx电站汽轮机技术条件DL/T892-xx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（xx年9月28日发布）火力发电厂安全性评价发改委DL/T586-xx电力设备监造技术导则GB/T5578-xx固定式发电用汽轮机规范有关ISO、IEEE和在合同有效期内，国家、行业颁布了新标准、规范等第四章技术规范4.1设计和运行条件4.1.1汽轮机主要技术规范4.1.1.1额定功率（在发电机端）660MW4.1.1.2汽轮机型式超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、抽凝式。 本工程的采暖供汽，一部分汽轮机的五级抽汽，为调整抽汽；一部分四级抽汽供热网循环泵的背压机排汽，采暖回水为80，99%回收，经与 7、8号低加并联的表面式换热器后采暖回水降至40（采暖回水位置为暂定），回至凝汽器。 在夏季额定抽汽工况和春秋季额定抽汽工况，四级抽汽向二氧化碳捕集系统供背压机驱动蒸汽，五级抽汽向二氧化碳捕集系统供加热蒸汽（汽源同采暖抽汽，不额外增加流量，与采暖发生冲突时，可随时停用），其回水为130，100%回收，回至除氧器。 抽汽量冬季额定抽汽工况冬季最大抽汽工况夏季额定抽汽工况春秋季额定抽汽工况四级抽汽量(t/h)150150130130五级抽汽量(t/h)55070013013080回水量(t/h)56471xx30回水量(t/h)1301302602604.1.1.3参数主汽门前额定压力24.2MPa(a)主汽门前额定蒸汽温度566中压联合阀前额定蒸汽温度566额定采暖抽汽工况的四抽压力0.986MPa(a)额定采暖抽汽工况的四抽温度357.1(冬季)四抽至二氧化碳捕集系统用汽量130t/h（仅夏季额定抽汽工况、春秋季额定抽汽工况有）四抽至热网循环泵的背压机用汽量150t/h（仅采暖抽汽工况有，背压机排汽用于采暖，参数同采暖抽汽）采暖用汽抽汽压力0.45MPa(a)（0.350.5MPa(a)）采暖用汽抽汽温度258.7五抽至采暖（及二氧化碳）用汽额定供汽量550t/h五抽至采暖（及二氧化碳）用汽最大供汽量700t/h五抽至二氧化碳捕集系统用汽量130t/h（夏季额定抽汽工况、春秋季额定抽汽工况）4.1.1.4回热加热级数84.1.1.5设计背压双背压平均背压4.90KPa(a)4.1.1.6给水温度（TRL工况）284.54.1.1.7工作转速3000r/min4.1.1.8旋转方向（从汽机向发电机看）逆时针4.1.1.9长期连续运行时最大允许系统周波摆动48.551Hz4.1.1.10从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置。 4.1.1.11给水泵为每台机组配置2台50%BMCR容量的汽动给水泵，不设电动给水泵。 4.1.2设计条件4.1.2.1回热系统为具有一次中间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，各级加热器疏水采用逐级自流方案。 4.1.2.2第四级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机、驱动热网循环泵背压机（仅采暖抽汽工况有）及厂用辅助蒸汽系统正常汽源。 驱动给水泵汽轮机的备用汽源采用冷再热蒸汽或辅助蒸汽，驱动热网循环泵背压机的备用汽源采用冷再热蒸汽。 4.1.2.3进入汽轮机蒸汽品质如下项目氢电导率(25)us/cm二氧化硅ug/kg铁ug/kg铜ug/kg钠ug/kg标准值0.1510523期望值10%铭牌功率%/次0.001高中压转子的寿命消耗曲线如下4.2.1.3汽轮机运行模式 （1）机组半年试生产后，年利用小时数不应小于6500小时，年平均运行时数不小于7800小时。 汽轮机强迫停机率0.5%，汽轮机强迫停机率计算公式汽轮机强迫停机率汽轮机强迫停运小时?100%（运行小时汽轮机强迫停运小时） （2）机组运行模式符合以下方式负荷每年小时数100%4xx5%212050%118040%300 （3）制造厂给出汽轮机两次大修之间的间隔为6年。 4.2.1.4机组的允许负荷变化率应为 （1）在100%50%铭牌功率负荷范围内不小于5%铭牌功率/每分钟 （2）在50%30%铭牌功率负荷范围内不小于3%铭牌功率/每分钟 （3）30%铭牌功率负荷以下不小于2%铭牌功率/每分钟 （4）允许负荷阶跃10%铭牌功率/每分钟汽轮机主机具备50%、100%甩负荷试验能力。 4.2.1.5机组在整个寿命期间内周波变化范围及允许持续运行时间均符合最新版IEC标准规定，卖方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。 汽轮机能在48.551Hz的额定转速下持续运行，没有持续时间和出力的限制。 但不得低于下表值偏周波时间限制48.5Hz?51Hz无限制?48.5Hz或?51Hz在低压叶片的寿命期内总计不超过2小时4.2.1.6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4.2.1.7主蒸汽和再热蒸汽管道分别采用双管进入汽轮机，机组在启动和正常运行时，平行的两根主蒸汽或再热蒸汽管道间的蒸汽温度的允许偏差值最高为41（年均11），其符合DL/T892-xx电站汽轮机技术条件的有关规定。 4.2.1.8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-10%+15%的区间。 轴系临界转速值的分布保证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。 并提供轴系扭振固有频率，在工频和二倍工频10%范围内无扭振固有频率。 4.2.1.9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应不大于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应不大于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0.2mm。 （1）卖方提供各轴承型式、主要数据及瓦型、失稳转速等，对数衰减率采用差分法计算，判别准则为对数衰减率大于0.15。 （2）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，同时还要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。 （3）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，不应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，不能超过两次，如果增加次数，则由卖方负责发电量的损失。 4.2.1.10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。 4.2.1.11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），机组应能在高背压下运行，即背压高到18.6KPa（a）时长期安全运行。 机组在铭牌功率下运行时允许的最大背压值为21.2KPa（a）。 4.2.1.12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为1分钟。 4.2.1.13超速试验时，汽轮机能在115%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。 4.2.1.14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。 4.2.1.15汽轮机的启动方式为中压缸启动，卖方提供必要的运行数据。 4.2.1.16热耗率保证值 （1）机组THA工况的保证热耗率不应高于7503kJ/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=h kWkJkWe kWgHrWr HfHt Wt?/)()(式中Wt主蒸汽流量kg/h Wr再热蒸汽流量kg/h Ht主汽门入口主蒸汽焓kJ/kgHr经再热器的蒸汽焓差kJ/kg Hf最终给水焓kJ/kg kWg发电机终端输出功率kW?kWe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，如使用时应予修正。 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。 并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。 （3）汽轮机在THA、75%THA、50%THA及TRL工况下按实际发电量计算出的加权热耗率为7631kJ/kWh。 加权热耗率按下式计算式中THAHR_THA工况热耗率，kJ/kW?h；THAHR%75_75%THA工况热耗率，kJ/kW?h；THAHR%50_50%THA工况热耗率，kJ/kW?h；TRLHR_TRL工况热耗率，kJ/kW?h。 4.2.1.17卖方给出汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数，并说明所对应的异常工况。 VWO工况下汽轮机轴系各节点数据如下考核截面设计扭矩106N.M扭应力MPa安全系数2#轴颈处0.778.854.33#轴颈处0.778.854.34#轴颈处1.595.63.65#轴颈处1.568.56.46#轴颈处1.986.35.17#轴颈处1.986.35.18#轴颈处2.377.15.74.2.1.18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。 4.2.1.19VWO工况应作为汽轮机辅属设备等设计选择的基础。 4.2.1.20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) (6380590) (63801590) (6380800)(63803400%50%75THA THATRL THAHR HR HRHRHR?水平不大于85dB(A)。 噪声测量办法按IEC610631991进行。 4.2.2汽轮机本体结构设计要求4.2.2.1一般要求 （1）设备要满足技术先进、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。 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，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、部件和材料。 如果在引进的原机型上有设计变更，卖方应事先向卖方提出，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。 汽轮机在厂内通流分缸总装、盘车，总装后解体出厂，现场复装。 （2）卖方对超临界供热机组的选型设计提供说明，并说明供货界限。 （3）在考虑轴系稳定性时，必须要考虑蒸汽激振力的影响。 （4）汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，滑销系统采用自润滑，无需在运行中注入润滑剂。 （5）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。 防止汽机进水措施至少应符合ASME TDP-1规定，以及应符合DL/T834-xx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）卖方提供中压缸启动时防止高压缸过热的措施及相关设备。 （8）本工程采用汽轮机高低压两级串联旁路。 高旁的容量暂定为4045%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，以便买方采购适合的旁路。 （9）除回热抽汽、给水泵汽轮机及热网循环泵背压机用汽外，机组能供给厂用蒸汽量冷段抽汽量（暂定）130t/h，四级抽汽量（暂定）50t/h，此工况下汽轮机能发出THA工况铭牌功率，卖方应提供汽轮机在该工况（THA）时允许的最大抽汽量。 (10)删除。 (11)删除。 (12)机组应沿转子轴向不同位置上安装三套（共10个。 其中汽轮机9个，发电机1个）转速测量装置，卖方应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。 三取中模拟量用于DEH控制，三取二开关量用于汽轮机保护。 (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必须提供母管上两个抽汽逆止阀。 (14)删除。 （15）采暖抽汽管道上装设抽汽逆止阀、快关调节阀、关断阀、安全阀以保证机组的安全。 4.2.2.2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，锻件屈服强度0.2及0.02符合ASTM A470标准，并按分散度不大于41.2MPa的要求标准验收。 （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4.2.1.8条的要求。 （4）卖方提供各个转子的低温脆性转变温度（FATT）的数值高中压转子FATT121，低压转子-6.6。 低压转子不采用超纯净钢锻件。 （5）转子相对推力瓦的位置设标记，以便容易确定转子的位置。 （6）叶片的设计是先进的、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，卖方对汽轮机防止固体颗粒侵蚀（SPE）所采用的措施提供说明（包括对系统的要求）。 调节级采用新的斜面喷嘴型线（SPE叶型）技术，使出汽边内弧偏离SPE冲击射线，减少打击，有效减小喷嘴、调节级的SPE；示意图如下优化设计再热第1级静叶，设计合理的动静叶轴向间隙，使动叶反射的SPE不能打在静叶背弧上，彻底切断SPE多重反射的途径，从而有效防止SPE，实现再热第1级的无老化设计，提高持久效率。 示意图如下对喷嘴、调节级和再热第1级动静叶采用耐冲蚀性能良好的含铌钢材料，已在国内外大型机组广泛采用，实践表明具有优良的运行业绩；在主汽阀入口上安装滤网，可防止大颗粒固粒进入通流部分；安装及机组大修时需对锅炉蒸汽发生器、再热器及主要管道和主蒸汽管道、再热蒸汽管道进行清洗去除残留物。 （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必要的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。 末级叶片采用高频淬火抗水蚀。 低压末级叶片采用1016mm末叶。 （9）调节级叶片及动静叶片采用合理的型线，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应考虑有足够的裕量，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）转子及叶片材料见数据表，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。 提供转子重量、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。 （12）每台汽轮机转子，都在制造厂进行一次超速试验，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，这种试验只能进行一次，超速试验延续时间不超过10分钟。 但在任何情况下，不得超过额定转速的20%，动平衡试验转速为112%额定转速、持续的时间为2min。 （13）卖方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）转子必须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。 4.2.2.3汽缸 （1）汽缸的设计能使汽轮机在启动、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。 （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。 （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，不得因喷水而损伤叶片。 （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34.3KPa(g)。 （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、伸长量测量装置和控制设备。 （6）提供揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施（包括上猫爪支承的汽缸在