囯网能源焦作电厂2x660MW超超临界机组汽轮机技术协议（最终版

附件附件 4 4 焦作电厂上大压小异地扩建工程焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器）汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议技术协议 买买 方（买受人）：方（买受人）： 国网能源开发有限公司北京物资分公司国网能源开发有限公司北京物资分公司 焦作电厂焦作电厂 设设 计计 单单 位：位： 河南省电力勘测设计院河南省电力勘测设计院 卖卖 方（出卖人）：方（出卖人）： 东方电气股份有限公司东方电气股份有限公司 二二一二年七月一二年七月 签字页: 买方买方: : 国网能源开发有限公司北京物资分公司国网能源开发有限公司北京物资分公司 焦作电厂焦作电厂 代表代表: : 日期日期: : 设计院设计院: : 河南省电力勘测设计院河南省电力勘测设计院 代表代表: : 日期日期: : 卖方卖方: : 东方电气股份有限公司东方电气股份有限公司 代表代表: : 日期日期: : 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 1 目目 录录 附件附件 1 1 技术规范技术规范 .1 1 附件附件 2 2 供货范围供货范围 .9999 附件附件 3 3 技术资料和交技术资料和交付付进度进度 .124124 附件附件 4 4 交货进度交货进度 .138138 附件附件 5 5 监造、检验和性能验收试验监造、检验和性能验收试验 .139139 附件附件 6 6 技术服务和联络技术服务和联络 .147147 附件附件 7 7 分包商分包商/ /外购部件情况外购部件情况 .150150 附件附件 8 8 大件部件情况大件部件情况 .151151 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 1 附件附件 1 1 技术规范技术规范 1.1.总总 则则 1.11.1 总的要求总的要求 1.1.1 本技术规范书适用于焦作电厂上大压小异地扩建工程超超临界燃煤机组的 凝汽式汽轮机及其附属设备。本技术规范书的供货范围包括汽机本体及其附属设备、 凝汽器、低压加热器。它提出了设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面 的技术要求。 1.1.2 技术规范书所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技 术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，卖方保证提供符合本技 术规范和工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务。对国家有关安全、环保、 消防等强制性标准满足其要求。 1.1.3 卖方执行本规范书所列要求、标准，本技术规范书中未提及的内容均满足 或优于本技术规范书所列的国家标准、电力行业标准和有关国际标准。本技术规范 书所使用的标准如与卖方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。当本技术规 范书中所提及的标准已修订时，以修订后版本执行。 1.1.4 买方有权提出因规程、规范和标准发生变化而产生的一些补充修改要求， 卖方遵守这些要求，且不另取费。买方在初步设计阶段对系统进行的各项优化，卖 方应积极配合，提供所需的相关资料（热平衡图等） ，在不增加设备情况下不影响 商务费用。 1.1.5 卖方应根据工程进度及时提供合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、 安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等执行标准清单给买方，买方确认。 标准为最新版本。 1.1.6 在签订合同之后，买方保留对本技术规范书中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，具体项目和条件由卖方、买方双方共同商定。 1.1.7 本技术规范书经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同具有 同等的法律效力。本技术规范书中未尽事宜，由买、卖双方协商确定。 1.1.8 卖方提供设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备报价中， 卖方保证买方不承担有关设备专利的一切责任。 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 2 1.1.9 删除。 1.1.10 卖方提供高质量的设备，这些设备是成熟可靠、技术先进的产品，对本供 货范围中的设备成套系统内设备（含辅助系统与设备、附件等）负有全责，包括分 包（或对外采购）的设备和零部件。卖方对于分包设备和主要外购零部件推荐至少 3家产品（至少包括买方基本方案所列） ，最终由买方选择并确认，不引起商务价格 变化。 1.1.11 卖方至少具有国内 4 台套超超临界 660MW 及以上机组的汽轮机运行业绩。 1.1.12 本工程采用 KKS 标识系统，编码范围包括卖方所供系统、设备、主要部件 和构筑物等由设计院统一协调，深度到元件级。卖方在设计、制造、运输、安装、 试运及项目管理等各个环节使用 KKS 编码。卖方在签订合同后提供的技术资料（包 括图纸）和设备的标识有 KKS 编码。系统的编制原则由买方提出，具体标识由卖方 编制提出，在设计联络会上讨论确定。 1.1.13 本技术规范中涉及有关商务方面的内容，如与订货合同的商务部分有矛盾 时，以商务部分为准。 1.1.14 卖方提供的技术资料等应使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。 1.2 工程概况 1.2.1 工程简介 本工程由国网能源开发有限公司投资建设，焦作电厂负责建设。本期工程 建设规模为 2660MW 超超临界燃煤机组。燃煤采用河南省本地煤矿、山西省晋东 南矿区等地原煤和内蒙烟煤，内蒙烟煤来煤采用铁路运输；山西省晋东南矿区来煤 采用铁路、公路运输。补充水源采用焦作地区污水处理厂处理后的中水，备用水源 采用矿井疏干水；生活水源采用当地自来水。工程同步建设烟气脱硫和脱硝装置。 工程拟计划 2012 年 12 月开工，2015 年 1 月第一台机组投产，2015 年 5 月第二台 机组投产。 1.2.2 厂址简况 本工程厂址位于河南省焦作市修武县郇封镇；厂址位置西距焦作市区约 21km、 西南距修武县城约 6km。厂址区域西侧紧靠葛庄至常庄公路，南侧距新月铁路约 1300m，西北距东新庄约 300m，东侧距江营 1km。大沙河由西向东流经厂址北侧约 2.5km。厂区主厂房零米标高初步确定为 80.80m（1985 年国家高程基准系，下同） 。 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 3 1.2.3 交通运输条件 a）铁路运输：焦作境内有太焦铁路、焦柳铁路、新月铁路、月侯铁路等从北 部横贯东西；东与京广铁路相连，西南与陇海铁路相接；有月山、待王两个较大的 货运编组站。本工程厂址位于新月铁路路线以北约 1.3km。电厂铁路专用线考虑从 修武车站接轨，修武车站位于厂址西约 6km 处。电厂铁路专用线至电厂厂址西部， 与厂区相隔葛庄至常庄公路。 b）公路运输：焦作境内的主要公路除有郑焦晋高速公路、焦温高速公路、新 济高速公路纵横交错外，还有焦克公路、博晋公路、新济公路等多条省道及县乡道 路，共同形成了体系完整的公路交通运输网络。本工程厂址西侧紧靠葛庄至常庄公 路，该段公路为县乡公路，沥青路面，路况较好，车流量也不大；公路南端在葛庄 乡与焦作到新乡的省道 S308 相交，并在通过新月铁路处设有下穿式立交。电厂进 厂道路从葛庄至常庄公路引接，进厂道路总长约 300m。 1.2.4 工程地质 工程厂址场地地貌上处于太行山山前冲洪积缓倾斜平原中下部，地形平坦， 地势开阔。地面自然高程 79.0379.63m。场地内地基土主要由第四系冲洪积的粉 质粘土、粉土和粉细砂组成。 场地地下水为第四系松散层孔隙潜水。勘测期间，地下水稳定水位埋深 0.901.30m，水位标高 78.0078.63m。经调查，地下水水量较丰富，水位变化与 大气降水密切相关，一般年变幅在 24m 左右。地下水对混凝土结构具弱腐蚀性； 当基础长期浸水时，地下水对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；在干湿交替条 件下，地下水对钢筋混凝土结构中的钢筋具中腐蚀性。 根据河南中原地震科技有限责任公司 2010 年 1 月编制的本工程场地地震安全 性评价工作报告，工程场地 50 年超越概率 10%的水平地震动峰值加速度为 180.10gal(0.184g)，相应的地震基本烈度为 7 度，设计地震分组为第一组。场地 土类型为中软场地土，建筑场地类别为类，处于对建筑抗震不利地段。 1.2.5 水文气象 修武县气象站特征值及风频玫瑰图 根据修武县气象站实测的长系列资料（19602008 年） ，统计得出各气象参数 见表 -1。全年风向频率玫瑰图见图 。 表 -1 修武气象站各气象参数统计表 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 4 序号项 目单位数 值出 现 时 间 1 多年平均气温 14.5 2 多年平均气压 hPa1006.7 3 多年平均风速 m/s2.4 4 多年平均降水量 Mm560.4 5 多年平均相对湿度 %67 6 历年极端最高气温 43.51964.07.08 7 历年极端最低气温 -19.9 1971.12.27；1990.02.01 8 历最大风速 m/s25.01960.02.25 9 历年最大积雪深度 Cm251971.12.24 10 历年最大冻土厚度 Cm10 1961、01、5d 11 最大一日降水量 Mm271.81994.07.12 12 多年平均雷暴日数 D21.8 13 年最多雷暴日数 D27 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 5 1% 19%W S E N 19113411762446612651 (%) CNNWNWWNWWWSWSWSSWSSSESEESEEENENENNEN 图 修武全年风向频率玫瑰图 多年各月平均温、湿、压等气象要素 经对修武气象站 19602008 年连续 49 年的观测资料的统计计算，多年各月 平均气温、相对湿度、气压、降水量及蒸发量成果见下表： 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 6 表 修武气象站累年各月各气象要素统计表 项 目气 压气 温相对湿度降水量蒸 发 量 单 位 hPa%mmmm 一月 1017.20.1615.265.3 二月 1014.92.9607.184.8 三月 1010.78.26320.0130.9 四月 1004.315.36429.0179.2 五月 1000.220.86545.3225.4 六月 995.226.26170.1284.4 七月 993.527.277154.9208.4 八月 997.225.980114.6179.2 九月 1004.521.47458.4154.9 十月 1010.615.56833.5135.3 十一月 1014.98.06615.892.8 十二月 1017.32.0616.473.0 全年 1006.714.567560.41813.6 30 年一遇设计最低气温 经对修武气象站 19602008 年连续 49 年的历年极端最低气温观测资料的统 计计算，30 年一遇最低气温为：-19.5。 设计风速、风压 由于县级气象站自记风速观测仪的使用时间较短、自记与定时平行观测资料 不足，本工程采用焦作气象台 1959 年至 2000 年共连续 42 年的年最大风速观测资 料，进行设计风速及基本风压计算。成果见表 。 表 设计风速、基本风压成果表 频 率最大风速（m/s）相应风压（kN/m2） P=2%28.40.50 P=1%30.90.60 P=10%湿球温度 经对修武气象站最近连续五年（20042008 年）夏季 6、7、8 三个月的日平 均湿球温度的统计计算，得出 P=10%湿球温度为 26.0。 所相应的气温、湿度、 气压、风速见表 。 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 7 表 P=10%的湿球温度(26.0)所相应气象要素 出现时间气 温（ ）相对湿度（%）气 压（ hPa）风 速（ m/s） 2006.07.0527.984989.31.7 2006.08.0828.780996.40.7 2006.08.1029.177996.72.7 2008.07.1128.780991.71.7 2008.08.0228.581996.51.0 2008.08.0928.382995.13.0 雪荷载 根据建筑结构荷载规范（GB50009-2001） （2006 年版）查全国各城市雪压表， 得到焦作地区 50 年一遇雪荷载为 0.35kN/m2，100 年一遇雪荷载为 0.40kN/m2。 1.3 电厂大件运输 由卖方根据本项目厂址交通运输条件选择合理的运输方案，提出大件运输路径 及方案。合同文件中说明大件运输方案及相应的费用。 1.41.4 水源及冷却水系统水源及冷却水系统 电厂补给水源拟采用城市中水，由康达环保水务有限公司二厂（即焦作市污 水处理厂二期）+康达环保水务有限公司三厂（即焦作市污水处理厂三期）+修武县 市政污水处理厂联合供给，中水备用水源采用新河煤矿矿井排水；生活水由郇封镇 水利站供给。电厂本期最大补充水量约 2600m3/h。 循环冷却水质主要指标预计如下（暂定，最终以工程初步设计审定的浓缩倍 率和水质资料为准），汽轮机本体附属设备如需冷却水，其冷却器选择 TP317L 不 锈钢材质。冷却水水压为 0.30.6MPa.g，进口设计水温为 38C。 pH 值： 8.010.0 氯离子（mg/L）： 10001500 硫酸根离子（mg/L）： 15002000 溶解固形物（mg/L）： 45005500 悬浮物（mg/L）： 3070 活性硅（mg/L）： 5070 1.5 设备使用条件 1.5.1 机组运行方式：定-滑-定或定-滑方式运行 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 8 1.5.2 负荷性质：带基本负荷并有调峰运行的能力 1.5.3 机组布置方式（暂定） 汽轮机为纵向顺列布置，机头朝向固定端。机组扩建方向为右扩建，从汽轮机 向发电机看加热器在左侧布置。 1.5.4 机组安装检修条件 运转层为大平台结构，在两机组中间，设运转层至零米的检修起吊孔。机组运 转层标高 13.7m（暂定） 。 1.5.5 凝汽器设计背压 双背压 4.4/5.4kPa(a)，平均背压 4.9kPa(a)，循环水进口在电机侧（暂定） 。 1.5.6 厂内压缩空气 压力：0.40.7MPa.g 含油量： 3ppm 气体含尘颗粒直径：3m 在排气压力下露点不高于-20C 悬浮物（mg/L）：100 1.5.7 辅机冷却水 闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却工质，对水质要求较高的设备供冷却 用水，水压 0.30.9MPa.g，进口设计水温为 40C。开式循环冷却水系统的一部分 供水取自凝汽器循环水进水管，直接向汽轮发电机组润滑油冷却器、发电机定子水 冷却器、机械真空泵冷却器供水，回水至冷却水塔，水压为 0.20.3MPa.g，进口 设计水温为 38C。另一部分需要升压的开式循环冷却水系统的供水也取自凝汽器循 环水进水管，经开式水泵升压后向发电机氢气冷却器、闭式循环冷却水热交换器等 设备供冷却水，回水到循环水回水管，水压为 0.30.7MPa.g，进口设计水温为 38C。 1.5.8 厂用电系统电压 中压系统为 6kV、三相、50Hz，中性点经电阻接地；额定值 200kW 及以上电动 机所采用的额定电压为 6kV。 低压厂用电系统采用 380/220V，中性点直接接地。额定值 200kW 以下电动机 （Y2/YB2 系列）的额定电压为 380V。低压厂用电系统采用动力中心(PC)和电动机 控制中心(MCC)的供电方式。 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 9 直流控制电压为 110V，来自 110V 直流系统，电压允许变化范围从 93.5121V。 直流动力电压为 220V，来自 220V 直流系统，电压允许变化范围从 192.5247.5V。 1.6 主要技术规范主要技术规范 1.6.1 铭牌功率： 660 MW 1.6.2 汽轮机型式：超超临界、单轴、一次中间再热、四缸四排汽、凝汽式汽轮 机 1.6.3 主要参数 高压主汽阀前主蒸汽额定压力 25MPa(a) 高压主汽阀前主蒸汽额定温度600 中压主汽阀前再热蒸汽额定温度600 设计背压 双背压 4.4/5.4kPa(a)， 平均背压 4.9kPa(a) 最终给水温度 285.5（暂定） 转速 3000r/min 旋转方向(从汽轮机向发电机方向看)逆时针 回热加热级数：8 级 最大允许系统周波摆动 47.551.5 Hz 1.6.4 从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置，汽封管路为左侧布置（暂定） 。 1.6.5 机组设有 30%高、低压二级串联简化旁路 (根据系统及机炉最终匹配参数确 定)。 1.6.6 给水泵配置（暂定）：250%BMCR 汽泵130%BMCR 电动启动泵（满足启 动及稳压吹管的要求）, 卖方提供启动阶段电动给水泵切换到汽动给水泵负荷工况 的热平衡图。 1.6.7 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。 1.6.8 本技术规范中压力单位中“g”表示表压， “a”表示绝对压力。未标注的为表 压。 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 10 1.71.7 设计条件设计条件 1.7.1 回热系统为具有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。 1.7.2 第四级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机、驱动引风机汽轮机及厂 用辅助蒸汽系统。驱动给水泵汽轮机和驱动引风机汽轮机的备用汽源采用冷再热蒸 汽。启动初期供汽由启动锅炉来汽。 1.7.3 进入汽轮机蒸汽品质如下： 钠3g/kg 二氧化硅10g/kg 氢电导率（25）0.15S/cm 铁5g/kg 铜2g/kg 1.81.8 设计制造技术标准设计制造技术标准 1.8.1 汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为： 凡按引进技术或技术支持方设计制造的设备，按引进技术或技术支持方 相应的标准如 ASME 等规范和标准及相应的引进公司或技术支持方和其所在国的规 范和标准进行设计、制造和检验。 在按引进技术标准设计制造的同时，还满足最新版的国家标准和相关行 业相应标准规范。 在按引进技术标准设计制造的同时，还满足有关安全、环保及其它方面 最新版的国家强制性标准和规程（规定） 。 如果本技术规范中存在某些要求高于上述标准，则以本技术规范的要求 为准。 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。 现场验收试验，凡未另行规定的，均按照 ASME 试验规范进行。汽轮机热 力性能验收标准为 ASME PTC6 最新版(Alternative test) ，蒸汽的性能取自 Ernst.schmidt 发表而由 Ulich.Grigull 修订、更新的 SI-单位制 0800， 0100MPa 的水和蒸汽特性图表。 1.8.2 卖方设计制造的设备可执行下列标准的要求： 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 11 AISC美国钢结构学会标准 ANSI美国国家标准 AISI美国钢铁学会标准 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 NSPS美国新电厂性能（环保）标准 DIN德国工业标准 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 1.8.3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（另有规定 的除外）： DL/T5210.5-2009 国家发改委电力建设施工质量验收及评价规程 （第三部分：汽 轮发电机组） DL/T5210.5-2009 国家发改委电力建设施工质量验收及评价规程 （第四部分：热 工仪表及控制装置） 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 12 DL/T5210.5-2009 国家发改委电力建设施工质量验收及评价规程 （第五部分：管 道及系统） DL/T5437-2009 国家发改委火力发电建设工程启动试运及验收规程 DL612-1996 原电力部电力工业锅炉压力容器监察规程 GB50660-2011 国家标准大中型火力发电厂设计规范 电站汽轮机技术条件DL/T892-2004 DL/T 711-1999 电力部汽轮机调节控制系统试验导则 DL/T824-2002 电力部汽轮机电液调节系统性能验收导则 DL/T 641-2005 国家发改委电站阀门电动执行机构 DL/T 642-1997 电力部隔爆型阀门电动装置 DL/T 834-2003 电力部火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则 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 原电力部火电工程启动调试工作规定1996 版 电力部火电工程调整试运质量检验及评定标准1996 版 固定式发电用汽轮机规范GB/T5578-2007 国标火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50229-2006 国家电网公司十八项电网重大反事故措施 此外，DEH 系统中电子控制装置的设计、制造、检验、和测试符合下列组织公布的 现行标准和规范： 美国国家标准局/美国防火协会（ANSI/NFPA） ANSI/NFPA 85 国家电气规范 美国电气和电子工程师协会（IEEE） ANSI/IEEE 472 冲击电压承受能力试验导则（SWC） ANSI/IEEE 488 可编程仪表的数字接口 美国电子工业协会（EIA） EIA RS-232-C 数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据交换的数据 通讯设备之间的接口 美国仪器协会（ISA） ISA IPTS 68 热电偶换算表 ISARP55.1 数字处理计算机硬件测试 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 13 美国科学仪器制造商协会（SAMA） SAMA PMS 22.1 表和控制系统的功能图表示方法 美国保险商实验室（UL） UL 1413 电视用阴极射线管的防内爆 UL 44 橡胶导线、电缆的安全标准 国际电工委员会（IEC） IEC TC 529 基础安全标准：外壳防护等级的分类 1.8.4 卖方提供设计制造中所采用的规范、规程和标准的清单。 1.8.5 删除。 1.8.6 如果上述标准之间有矛盾时，按较高标准执行。 2.2.技术要求技术要求 2.12.1 汽轮机本体性能要求汽轮机本体性能要求 2.1.1 汽轮发电机组能在下列条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行， 发电机输出功率 660MW （当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗 的功率） ，此工况称为铭牌工况（TRL） ，此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工 况为出力保证值的验收工况。 1）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质； 2）低压缸排汽平均背压为 11.8kPa(a)； 3）补给水量为 1.5； 4）所规定的给水温度； 5）全部回热系统正常运行，但不带调整抽汽，不带厂用辅助蒸汽； 6）汽动给水泵满足额定给水参数，考虑引风机汽轮机的功率； 7）发电机效率 98.9，额定功率因数 0.90，额定氢压（由发电机厂家提供） 。 2.1.2 汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，在下列条件下安全连续运行， 此工况下发电机输出的功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所 消耗的功率）称为最大连续功率（TMCR） 。 1）额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质； 2）低压缸排汽平均背压 4.9 KPa(a)； 3）补给水量为 0； 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 14 4）所规定的给水温度； 5）全部回热系统正常运行，但不带调整抽汽，不带厂用辅助蒸汽； 6）汽动给水泵满足规定给水参数，考虑引风机汽轮机的功率； 7）发电机效率 98.9，额定功率因数 0.90，额定氢压（由发电机厂家提供） 。 2.1.3 汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同 2.1.2 时，汽轮机的进汽量不 小于 105的铭牌工况（TRL）进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况。 2.1.4 当机组功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的 功率）为 660MW 时，除进汽量以外其它条件同 2.1.2 时称为机组的热耗率验收 （THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。 2.1.5 汽轮发电机组能在高压加热器全部停运时，除进汽量及部分回热系统不能正 常运行外，其它条件同 2.1.2 时保证机组能输出铭牌功率。机组在任何一台或一组 低压加热器停用，其它条件同 2.1.2 时，能输出铭牌功率。机组在带厂用辅助蒸汽， 其它条件同 2.1.2 时，能输出铭牌功率。带厂用辅助蒸汽工况按汽轮机组输出铭牌 功率允许的最大抽汽量考虑，厂用辅助蒸汽抽汽点分别按在高压缸排汽（不小于 100t/h） 、四段抽汽（不小于 80t/h） 、五段抽汽(厂用辅助蒸汽量不小于 50t/h） 。 （注：高压缸排汽与 4 段 5 段抽汽不同时出现） 。 2.1.6 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况： 1）汽轮机轴系，能承受发电机及母线突然发生两相或三相短路或线路单相短 路快速重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。 2）机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂用电）持续运行的时间： 15 分钟。 3）汽轮机并网前能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，能满足 汽轮机启动后进行发电机试验的需要。 4）汽轮机能在低压缸排汽温度不高于 79下长期运行。 2.1.7 卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，明确规定如下: 1）汽轮机排汽温度限制 名称单位运行限制报警遮断 高压排汽温度 440440460 低压排汽温度 3030 50.551.0 180180 48.550.5连续运行 48.548.0 300300 48.047.5 6060 47.547.0 2010 47.046.5 52 机组在其保证使用寿命期内，能在额定负荷和 1.05 倍额定电压下运行时，能 承受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形，而且还能承受 非同期误并列的冲击。 从额定工况下的稳定温度起始，能够承受 1.5 倍额定定子电流下运行至少 1 分 钟。 主变高压侧误并列，其寿命期内 120为 2 次，180为 5 次。 轴系扭振固有频率和疲劳寿命损耗分析报告，包括下列数据： 发电机出口三相或两相短路时，故障持续时间为 1s 的疲劳损耗最大值 1%。 线路单相快速重合闸不受限制。 机组带励磁失步允许运行时间为 20 个振荡周期。 卖方提供系统故障后线路单相和三相故障误并列时，对汽轮机发电机组轴系疲 劳寿命的消耗的研究报告，供买方审查。有关系统资料买方及设计院予以配合。 系统容量与连接： 汽轮发电机组各部件结构强度能承受在额定负荷和 105%额定电压下其端部任何 形式的突然短路故障，且具有承受与其相连接的高压输电线路断路器单相重合闸的 能力，并进行轴系应力计算，卖方承诺长输电线路加串联补偿装置后，汽轮发电机 组轴系不出现二次同步谐振问题。 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 18 2.1.12 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。 汽轮机允许的主蒸汽及再热蒸汽参数运行范围, 并保证推力瓦不超温，调节级 不超压： 参 数 名 称限 制 值 任何 12 个月周期内的平均压力 1.00P0 主蒸汽 保持所述年平均压力下允许连续运行的压力 1.05P0 压 力 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 1.25P1 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 主蒸汽 及 再 热 蒸 汽 温 度 不允许值 t+28 表中：P0 额定主汽门前压力MPa(a) Pl 额定冷再热蒸汽压力（THA 工况）MPa(a) t 额定主汽门前、再热汽阀前温度 2.1.13 主蒸汽及再热蒸汽管道采用双-单-双连接方式，机组在启动和正常运行时 两根管道中的蒸汽温度的允许偏差值如下图: 2.1.14 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工作转速避开-15至+15的区间。 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 19 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。还提供轴系扭振、自振频率，在工频和二倍工频10%范围内无 扭振、自振频率。 2.1.15 汽轮发电机组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 0.076mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于 0.15mm。 各轴承形式、主要数据及瓦型、失稳转速等详见技术数据表，对数衰减率采用 差分法计算,判别准则为其大于 0.15。 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。 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，不考虑现场动平衡解决卖方自己设计及制造误差，如果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。 2.1.16 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。最高飞升转速不大于 108%。 2.1.17 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，机组能在高背 压下运行，即背压高到 0.0253MPa（a）以下时安全运行。机组在额定负荷下运行时 允许的最大背压值为 19.7kPa.a。 2.1.18 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 1min。 2.1.19 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。 2.1.20 提供汽机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，从额定负荷（THA） 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。 2.1.21 卖方提供汽轮机的启停方式和必要的运行数据。至少包括和旁路系统的匹 配，主汽阀、调节汽阀、再热汽阀和通风阀的启闭顺序，启动过程中的限制条件等。 焦作电厂上大压小异地扩建工程 2660MW 汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器） 技术协议 20 2.1.22 汽轮机及发电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 况如下表: 扭应力 MPa 考核截面 设计扭矩 106N.M 最大工况二相短路三相短路 扭应力值最大 时的安全系数 高压前轴颈处 5.31E-50.050.203233222.949 高压后轴颈处 0.7245.255.813743.111.7 中压前轴颈处 0.7238.160.63351.310.8 中压后轴颈处 1.6675141.4364131.64.6 A 低压前轴颈处 1.6648.391.591878.38.3 A 低压后轴颈处 2.41670.4224.5406211.33.4 B 低压前轴颈处 2.41670.4218.62952053.5 B 低压后轴颈处 3.1781383.4132369.51.98 发电机前轴颈处 3.17106.3389.53721.93 发电机后轴颈处 5.9817127.1 2.1.23 卖方负责对汽轮发电机组