发电厂1×300MW采暖供热汽轮机合同

1、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&2目 录前言 -1 总 则 - 1.1 厂址自然条件 - 1.2 机组运行条件范 -1.3基本技术规义 -1.4机组工况定义 - 2 汽轮机技术要求 -2.1总的技术要求 -2.2汽轮机本体设备性能要求 -2.3汽轮机本体结构设计要求 -2.4汽轮机本体仪表和控制 -2.5随机供应的阀门要求 -2.6 材料 -2.7 安装和检修的要求 -2.8 防火要求 - 3 质量保证与检查试验 -3.1 设计制造技术标准 -3.2产品制造的质量保证 -3.3性能验收试验 -3.4监造 -

2、4 包装、标志、运输 -4.1 包装 -4.2 标志 -4.3 运输 - 附件附件 2 2 供货范围供货范围附件附件 3 3 技术资料和交付进度技术资料和交付进度1 一般要求 -2 合同签订后卖方提供的资料 -附件附件 7 7 技术服务和设计联络技术服务和设计联络 -1 卖方现场技术服务 -2 培训 -3 设计联络 -4 配合工作 -发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议3前言前言2002 年 12 月 21 日至 22 日，热电有限责任公司、 电力设计院工程有限公司、汽轮机厂对发电厂技术改造工程第二台 300mw 汽轮发电机组所需采暖供热汽轮机技术问题进行了讨论，就技术问题达成本协议

3、。本技术协议在汽轮机采购合同签订后，自动生效成为合同的附件，与合同具有同等法律效力，各方严格履行。本协议中未尽事宜，双方友好协商解决。1 总则本协议汽轮机用于发电厂技术改造二期工程 1300mw 机组采暖抽汽式汽轮机，机组额定出力 300mw。1.1 厂址自然条件1.1.1 厂址 市。发电厂位于市区附近，属市区域热电厂。电厂三面所环绕，西南面为。1.1.2 冷却水1.1.2.1 冷却水水源电厂循环补充水以陡河水为主，深井水为辅。采用带自然冷却通风塔的二次循环供水系统。 1.1.2.2 冷却水设计水温设计水温21设计最高水温331.1.3 锅炉水汽质量标准（应符合“火力发电厂水汽化学监督导则”的

4、有关规定）如下：给水：ph 值 (25)8.59.2硬度 mol/l0溶氧 (o2) g/l7铁 (fe) g/l20铜 (cu) g/l5油 mg/l 0.3联氨 (n2h4) g/l2050 炉水：ph 值9104总含盐量 mg/l 20二氧化硅 (sio2) mg/l 0.25氯离子 mg/l1磷酸根 mg/l0.53 蒸汽：二氧化硅 (sio2) g/kg 20钠(na) g/kg 101.1.4 气象资料年平均气压101.35kpa多年年平均降水量703.5mm19671992 年一日最大降水量180mm19671992 年年平均气温1119671992 年年最高气温39.81967

5、1992 年年最低气温-25.619671992 年最热月（7 月）平均气温25.319671992 年最冷月（1 月）平均气温6年平均相对湿度62年平均风速2.4m/s 十分钟最大风速20m/s最大积雪深度23cm最大冻土深度84cm海拔高度（大沽高程）7.58.5m基本风压350pa基本雪压300pa1.1.5 地震及工程地质1.1.5.1 地震地震基本烈度为 8 度。1.1.5.2 工程地质扩建场地上部土层主要由粉质粘土混碎石、碎石组成，下部为灰岩。属中硬场地土，建筑场地类别为类。发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议51.1.6 地下水扩建场地地下水位为7m。1.2 机组运行条

6、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（10050范围）。采暖期满足供热负荷要求。机组能满足锅炉不投油最低稳燃负荷不大于 30b-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 6000 小时，年平均运行小时数不小于 7600 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1300210021002225130097531509004504225510330024751.2.4 给水泵配置机组配有 250%b-mcr 的汽动

7、给水泵和 150%b-mcr 的电动给水泵。1.2.5 旁路的设置机组设置 35高、低压旁路，简化功能，主要用于机组启动。1.2.6 负荷变化率机组允许的负荷变化率为:50100%t-mcr不小于 5%/min50%以下 t-mcr不小于 3%/min负荷阶跃10%/min机组能承受上述负荷变化而不影响其稳定运行。1.2.7 发电机励磁方式发电机采用静态励磁方式1.2.8 系统容量与连接发电机经升压变压器接至 220kv 系统,升压变压器阻抗按 14%,系统短路容量按615242mva（40ka）。1.2.9 起动、并网和带负荷机组可满足冷态、温态、热态和极热态等不同起动方式下参数配合的要求。

8、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；特别是从锅炉点火到汽机冲转的时间，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。1.3 基本技术规范1.3.1 额定功率300mw（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、单轴双缸双排汽采暖抽汽凝汽式机组。高压主汽阀前主蒸汽额定压力16.7mpa.a高压主汽阀前主蒸汽额定温度537中压主汽阀前再热蒸汽压力3.127mpa.a中压主汽门前再热蒸汽额定温度537采暖抽汽压力mpa.a25. 01 . 03 . 0额定采暖抽汽量550t/h最大采暖抽汽量580

9、t/h最大抽汽量 615t/h低压缸额定排汽压力5.2kpa.a最终给水温度 271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，露天布置，全钢构架,运转层以下锅炉钢架范围内封闭，炉顶设大罩壳。制粉系统形式： 中速磨冷一次风机正压直吹系统。锅炉最大连续蒸发量(b-mcr)1025t/h过热器出口蒸汽压力17.6mpa(g)过热器出口蒸汽温度540再热器进口蒸汽压力3.83mpa(g)再热器出口蒸汽温度540省煤器进口给水温度280发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议71.3.4

10、发电机参数额定容量353mva额定功率300mw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 300mw（trl） 。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正常运行的电动给水泵消耗功率。1.4.2 铭牌工况（能力工况）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 11.8kpa.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

11、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，汽轮发电机组能在寿命期内保证安全连续运行，机组输出额定功率 300mw。此工况下的进汽量称为铭牌进汽量。1.4.3 汽轮机最大连续出力工况1.4.3.1 工况条件1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量等于铭牌进汽量，蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压力为 5.2kpa.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 21。81.4.3.

12、2 工况要求在上述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；机组输出功率为最大连续出力(t-mcr)。t-mcr 工况的输出功率为 320mw，热耗值为 7862 kj/kwh。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的铭牌进汽量，蒸汽品质满足规定的要求；3) 汽轮机低压缸排汽压力为 5.2kpa.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 21。1.

13、4.4.2 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稳定运行，vwo 工况下的机组输出功率为 334.354mw。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 5.2kpa.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 21；6) 机组输出功率为 300mw。1.4.5.2 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

14、；此工况的汽轮机进汽量称为汽轮机额定进汽量，汽轮机额定进汽量为894430kg/h，此工况下的热耗保证值为 7858kj/kwh。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 工况条件发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议91) 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) 额定抽汽压力 0.37mpa.a（调节范围 0.20.55mpa.a）；3) 额定抽汽量 550t/h； 4) 补给水率为 0%;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

15、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

16、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

17、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102.1 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 300mw2.1.1.3 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.a25. 01 . 03 . 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

18、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332.1.1.4 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。

19、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

20、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

21、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）5151.5303050.551.01803004

22、8.550.5连续运行48.048.530050047.548.0606047.047.510102.1.5 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

23、 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

24、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(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 20% 。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 0.36 。90120误并列，疲劳损耗最大值 2.3。近处短路及切除，切除时间小于 150ms 时，疲劳损耗 1.8。切除时间大于 150ms 时，疲劳损耗 5。2.1.5.6 汽轮机易损件的使用寿命，在供货条件中予以

25、规定。2.1.5.7 机组保证能在设计使用寿命期限内可靠地运行。寿命消耗曲线见投标书附件 12，机组寿命消耗的分配数据见下表。启动方式次数每次寿命消耗(%)总寿命消耗(%)冷态启动1200.0414.92温态启动12000.0112热态启动30000.00618极热态启动1000.0252.5负荷阶跃(10%)120000.002327.6正常停机40000.00010.4甩负荷带厂用电100.11合计66.422.1.5.8 汽轮机大修周期不少于 5 年。发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议132.1.5.9 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

26、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。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 汽轮机在排汽温度高达 65下允许长期运行；在不高于 80时，能低负荷连续运行，并提供相应负荷值。2.2.1.4 汽轮机允许在卖方提供的最低功率至额定功率之间带调峰负荷。2.2.1.5 汽轮机甩负荷后，空负荷运行时间不少于 15 分钟。2.2.1.6 当汽轮机负荷从 100甩至零时，汽轮发电机组能自动降至同步转速并带厂用电，时间不大于 15 分钟，并自动控制汽轮机的转速

27、，以防止机组脱扣。2.2.1.7 卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，产品说明中给予明确规定。2.2.1.8 卖方提供机组的可用率不低于 90%，强迫停机率不大于 1%。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 汽轮发电机组轴系扭振的固有频率值：23.19hz，30.55hz，33.66hz，158.4hz，165.78hz，192.44hz。汽轮发电机组轴系的固有扭振频率在 0.91.1 和 1.92.1 倍工作频率范围之外。2.2.4 各异常工况汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安

28、全系数如下：考核截面高中压前轴颈处高中压后轴颈处低压前轴颈处低压后轴颈处电机前轴颈处电机后轴颈处额定工况68.228.745.454.6机端二相短路0.39121.164.1249.9272.920.4扭转剪应力机端三相短路0.51198.187.0283.4317.325.7高中压转子材料的许用应力：340mpa低压转子材料的许用应力：438mpa2.2.5 机组的允许负荷变化率为：10050%t-mcr 不小于5%/min5030%t-mcr不小于3%/min30%t-mcr 以下不小于2%/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%。142.

29、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。发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议15参 数 名 称限制值任何 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1.10p0主蒸汽压力例外情况下允许偏离值，但 12 个月周期内积累时间40003659发电机转子13481393364035302.2.9 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不大于报警值(0.1

30、25mm)。2.2.10 汽轮机背压卖方提供下列数值。2.2.10.1 机组允许连续运行最高背压值为 16.7 kpa.a，此时机组允许最大负荷为300mw。2.2.10.2 机组排汽压力升高到报警背压时，允许机组带负荷持续运行的时间 60 分钟。2.2.10.3 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，而不会引起设备上的任何损坏。162.2.11 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, 各轴承振动也不应超过报警值。2.2.12 汽耗率和热耗保证值2.2.12.1 卖方按下

31、式计算汽轮发电机组在额定工况条件下的净热耗（不计入任何正偏差值）。 hkwkjpppphhmhhmhhmhhmqopmexcfpmgiririsfisf/223211式中：m1主蒸汽流量kg/hm2再热蒸汽流量kg/hmis过热器的喷水量kg/hmir再热器的喷水量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/kghis过热器喷水焓kj/kghf最终给水焓kj/kghir再热器喷水焓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kwpfpm采用电动给水泵时给水泵电动机的耗功kwp0pm当主油泵不在汽轮机

32、轴头时，为主油泵消耗功率kw2.2.12.2机组各主要工况的净热耗率及汽耗率如下：序号项 目机组输出功率 mw采暖抽汽(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铭牌工况300011.8381023.1422tmcr 工况32005.2078623.0303vwo 工况334.35405.2078693.0664额定工况30005.2078582.9815高加停用工况30005.2381012.6316额定采暖抽汽工况216.085503.43050454.2227最大抽汽工况217.635803.43348584.332发电厂技术改造工程 300mw 汽

33、轮机技术协议17注：额定采暖抽汽工况及最大抽汽工况条件按 1.4 项工况条件，其余部分采暖抽汽工况主蒸汽量按额定采暖抽汽工况进汽量计算。2.2.12.3 卖方将根据买方需要提供各工况热平衡图，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)。并提供机组各种校正曲线及有关说明。2.2.12.4 机组额定工况保证热耗为 7858kj/kwh，额定工况保证热耗作为机组热耗验收值。2.2.12.5 机组热耗试验标准采用 asme-ptc6.1，测定热耗值的仪表及精度，由卖方提出意见，经买方认可。卖方提出热耗试验测点及在汽轮机上留出各测点或测点位置。2.2.12.6 高压加热器不属于主

34、机配套设备，卖方在热平衡计算时考虑各种运行工况下各高压加热器端差和参数变化。2.2.13 vwo 工况作为汽轮发电机及辅助设备、回热系统等设计选择的基础。2.2.14 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，使机组具有较高的稳定性。2.2.15 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不大于 85分贝(a 声级)，其它辅助设备噪声值也低于 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 卖方所提供的汽轮机及所有附属设备为本厂成熟的、全新的、先进的产品，其技术性能先进，结构合理，安全

35、可靠。2.3.1.2 汽轮机的滑销系统采用自润滑滑块结构，能保证长期运行灵活。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。具体将采取以下措施： 正常和事故疏水分设两个独立的有足够容积的疏水扩容器。 疏水按不同压力等级进入疏水扩容器的不同的疏水集管。 设计足够大的疏水管道口径，靠近疏水集管支管处设节流组件。 保证疏水扩容器疏水和排汽管道有足够的通流面积。 再热冷段管道上下设置温度测点，判断管道是否带水。 运行中监测主汽和再热蒸汽是否带水。2.3.1.4 卖方对连接到汽缸上的管道，提出作用力和力矩的要求，在设计院所作管道计算不能满足卖

36、方要求时，双方协商解决。2.3.1.5 采用中压缸启动时，为了防止高压缸鼓风发热，需对高压缸抽真空，本机组设置了通风阀，用于对高压缸抽真空。2.3.1.6 机组配有 30% 锅炉最大连续出力的两级串联旁路系统。旁路系统将按以下18功能考虑：机组启动时，利用旁路系统加快锅炉启动；机组的中压缸启动；汽轮机结构设计应充分考虑配有此旁路的运行方式。2.3.1.7 四段抽汽除供回热及给水泵汽轮机用汽外，能提供不低于 35t/h 厂用蒸汽。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供热蝶阀，采暖抽汽管道上装设快关调节阀、抽汽逆止阀以保证机组的安全。2.3.1.9 汽轮机采暖抽汽

37、压力调节范围 0.20.55mpa.a。卖方提供抽汽压力、流量与机组效率、出力的修正曲线。2.3.1.10 机组供热运行模式共有 5 种，分别为：等进汽量以热定电运行模式；最小发电量背压工况运行模式；电负荷变化，热负荷不变的运行模式；热负荷变化，电负荷不变的运行模式；纯凝或纯凝汽工况热网予暖运行模式。2.3.1.11 工作温度高于 450的紧固件，设计中考虑其松弛性能。高温高压螺栓提供进口防咬剂。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（无中心孔）的锻造转子。低压转子毛坯进口。2.3.2.2 汽轮机的结构可以保证在不揭缸的情况下进行转子的高速动平衡试验，具有

38、配装平衡块的位置。2.3.2.3 转子的临界转速符合第 2.2.8 条的要求。2.3.2.4 汽轮机各个转子的脆性转化温度的数值(试验值)，高中压转子 121，低压转子 27。卖方力争降低转子的脆性转化温度，各转子的脆性转化温度值不会影响机组起动的灵活性。2.3.2.5 本工程汽轮机采用东汽第八代最新产品。2.3.2.6 中压缸末三级叶片采用加强设计，加大末级叶片的宽度，以降低叶片应力，采用菌型叶根，阻尼围带结构，以提高中压末级叶片的安全性。2.3.2.7 低压末级叶片采用 851mm 叶片，采用高频淬火抗应力腐蚀及抗汽蚀。2.3.2.8 汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。2.3.2.9 叶根固

39、定尺寸准确，并具有良好互换性，以便于备品叶片的互换。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 卖方提供转子及叶片材料，转子重量、重心，转动惯量。发电厂技术改造工程 300mw 汽轮机技术协议192.3.2.11 叶片材料：从调节级至末级所用材质为：c-422、1cr12wmov、1cr11mov，aisi403、1cr12ni2w1mo1v。2.3.2.12 叶片在允许的周波变化范围内不产生共振，现场静态检测叶片及成组叶片频率采用锤击法，叶片频率分散率不大于 6%。2.3.3 汽缸2.3.3.1 汽缸的设计能使汽轮机在启动运行过程中，因温度梯度造成的变形最小，并始终

40、保持正确的同心度。2.3.3.2 汽缸铸件经过彻底的消除残余内应力，保证汽缸不变形，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。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。进汽管密封环使用耐磨金属制成。2.3.3.5 高中压缸厚度，特别是中排及高排处厚度适当加大，以增加缸体刚度。2.3.3.6 低压缸设有喷水系统和自动控制设备。2.3.3.7 卖方提供保护低压缸用的排汽隔膜阀(供二片备用薄膜)。2.3.3.8 卖方提供汽缸法兰螺栓装卸用的扳手及电加热装置，（加热杆及电源箱）包括所有附

41、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。2.3.3.9 卖方提供汽机揭缸时，分开汽缸结合面的设备和措施，除保留原有顶丝外，增加使用千斤顶的位置。2.3.3.10 汽缸大螺栓采用自流加热冷却系统，减少启动过程中螺栓与法兰的温差，降低正常运行时螺栓使用温度。2.3.3.11 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。2.3.3.12 汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和不小于 3mm 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。2.3.3.13 高中压端汽封及隔板汽封采用软态进口铁素体不锈钢镶齿结构，

42、低压缸端汽封及隔板汽封采用铜汽封。2.3.3.14 高、中压缸叶顶采用 4 齿汽封。2.3.3.15 汽轮机汽缸等重要部件，设有进行部件金属材料性能试验的取样部位。2.3.3.16 汽轮机具备不揭缸调整危急保安器动作转速的手孔。2.3.4 轴承及轴承座2.3.4.1 汽轮机 1、2 号轴承采用可倾瓦，3、4 号轴承采用椭圆瓦。2.3.4.2 汽轮发电机组各轴承的型式可确保不出现油膜振荡。各轴承的设计失稳转速20为额定转速的 125以上，具有良好的抗干扰能力。各轴承的失稳转速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

43、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 p

44、t100，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

45、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

46、。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212.3.5.9 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

47、.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

48、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.

49、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

50、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

51、 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

52、.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

53、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232.3.8.1 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

54、.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

55、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

56、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

57、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

58、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

59、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252.3.12.8 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

60、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、de