汽机技术规范书..

1、附件 1 技术规范1 总则1 1 本规范书仅适用于国电黑龙江佳木斯汤原生物质发电工程项目的汽轮机及其 配套系统，它提出了设备和系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要 求。12 本厂在本技术规范书中所提及的技术特点和供货范围并未对一切技术细节作出 规定，也未完全引用有关标准和规范的条文，但本厂保证提供符合本技术规范书和现行 工业标准的、功能齐全的、全新的优质产品及优质服务。1.3 本厂所提供的产品，是技术和工艺成熟先进且已设计、制造过多台同类产品， 并通过连续运行经多年实践检验证明是成熟可靠的优质产品。1.4 本厂对所供产品质量负有全责，这包括合同内分包和外购的产品。1.5 如本厂

2、提供的产品由于自身设计、制造质量问题而导致电厂无法正常投产、设 备无法长期连续安全稳定运行、不能满足所有技术性能要求，则根据双方合同规定承担 相应责任。1.6 本厂执行本规范书所列的各项现行 （国内、国际 ）标准。本规范书中未提及的内 容满足或优于本规范书所列的国家标准、电力行业标准和有关国际标准。有矛盾时，按 较高标准执行。1.7 合同签订之后，按本规范书要求，本厂将提出合同设备的设计、制造、检验 / 试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单或必要的说明给 需方。1.8 其它未尽事宜可在后续的设计联络会上商定解决。1.9 本技术规范书为投标文件技术附件，相关技术要求以所

3、签定的技术协议为准。2 概述本工程装设二台额定功率为15MW的中温中压抽汽凝汽式汽轮发电机组，配备二台15MW空冷发电机。配套锅炉为二台75t/h2.1 设备运行环境2.1.1 厂址条件设备安装地点：室外历年平均气温：采暖期室外平均气温 :-10.2室外历年极端最高 /最低气温： 大气压：地基上承载力标准值：自然地面平均标高：地下水位平均标高：地震烈度：2.1.2 设备使用条件机组运行方式： 负荷性质： 机组布置条件： 机组安装检修条件： 冷却方式： 周波变化范围：2.2 主要技术规范2.2.1 抽汽凝汽式汽轮机 ：中温中压秸杆特种锅炉佳木斯市汤原县2.2 CC35.4 C /-41.1 Ch

4、PakPa89.799.95m （黄海基准面）4.2 6m6 度定压运行基本负荷室内运转层标高 7.00 m 自然通风双曲线冷却塔（方案待定）48.550.5 Hz机组型式：型号 :C15-3.43/0.294额定功率：纯凝工况进汽量 / 最大进汽量： 额定进汽压力：额定进汽温度：额定抽汽量 / 最大抽汽量： 额定抽汽压力： 额定抽汽温度： 排汽压力：冷却水温 : 正常/ 最高20/33给水温度： 加热器级数（高加 +除氧器低加）： 额定转速： 旋转方向： 该机组在纯冷凝工况下，其发电功率为3 技术要求中温中压抽汽凝汽式15MW67/75t/h3.43 MPa(a) ，435 C18/45t/

5、h0.294 MPa(a)189.9 C0.0057MPaC150 C1+1 13000 rpm 从汽机端向发电机端看为顺时针15MW并能长期、安全、稳定运行。3.1 总技术要求 汽轮机、辅助设备及附件使用的材料、 合原机械工业部及原水利电力部标准和有关企业标准。 但不局限于下列标准， JB/T9627-1999 JB/T2901-92 JB/T2900-92 JB/T2862-92 JB/T1330-91 JB/T1329-91 JB4058-85 GB/T13399-92 GB12145-89 GB9782-88 GB8117-87 GB7520-87 GB5578-85制造工艺、检验测试

6、及性能考核要求，均符汽轮机的主要技术标准如下，如有更新版本，以最新版本为准。汽轮机组成套供应范围汽轮机防锈技术条件汽轮机油漆技术条件汽轮机包装技术条件汽轮发电机组中心标高与连接尺寸 汽轮机与汽轮发电机连接尺寸 汽轮机清洁度汽轮机安全监视装置技术条件火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准汽轮机随机备品备件供应范围 电站汽轮机热力性能验收试验规程 汽轮机保温技术条件固定式发电用汽轮机技术条件所有设备设计和制造合理， 能在各种工况下安全、 稳妥和连续运行， 并能适应瞬时 的事故工况，防止事故扩大或损坏设备。3.2 汽轮机寿命 汽轮机使用寿命不小于 30 年。汽轮机年连续运行小时数不小于 8000小时

7、，大修周期不小于 4年，小修周期不小 于1年。机组的强迫停机率小于 1.5%，机组的可用率为 98.5%。下图为各种运行方式下， 供 参考的机组寿命消耗分配数据及甩不同负荷时的寿命消耗曲线， 以保证机组能在设计使 用寿命期限内可靠地运行。3.3 汽轮机性能要求 机组在纯凝工况下的保证净热耗值 :11782.0kJ/（Kw.h） 净热耗值的计算公式：Wt（Ht-Hf）-Wg（ Hg）汽轮机净热耗 =kJ/kW.hkWg/ n d n j 艺 kWi式中 ： Wt：主蒸汽流量 kg/hWg：供热抽汽蒸汽流量 kg/hHt：主汽门入口主蒸汽焓 kJ/kgHf：最终给水焓 kJ/kg Hg:供热抽汽蒸

8、汽焓与供热抽汽疏水焓差 kJ/kgkWg：发电机终端输出功率 kWn d:nj发电机效率 机械传动效率工kWi：静态励磁、电动主油泵等项耗功机组可以在48.550.5 Hz系统频率范围内长期连续运行。机组可以在 11.8 kPa 排汽压力条件下发出额定功率并长期安全运行。 汽轮机在额定、纯冷凝工况下，机组出力为 15MW。汽轮机可以在TMCRt况下连续运行。 汽轮机可以在压力高至3.6MPa温度高至440C条件下连续安全运行。 汽轮机可以在最高25kPa背压（65C排汽温度）条件下安全连续运行。 排汽温度80C时低负荷连续运行要求。卖方提供汽轮机在环境条件异常或凝汽器冷却水系统故障时， 机组仍

9、能安全运行的 条件详见使用说明书 。机组启动方式为定压启动。 汽轮机组启动时间（从冲转至额定负荷） ： 冷态启动：80 min热态启动：30min机组冷态、温态、热态和极热态的允许启动次数及负荷变化率应满足： 冷态启动（环境温度21.8 C）次数：200次； 温态启动（停机 8 小时）次数 : 1000 次； 热态启动（停机 2 小时）次数 ： 200 次；机组的允许负荷变化率为：（1）从 100%50%额定负荷 不小于 5%/min（ 2）从 50% 30 额定负荷不小于 3%/min（3）允许负荷在 50%100%额定负荷之间的负荷阶跃为 10%。（ 4）事故状态下（锅炉灭火）从 100%

10、-0%额定负荷不小于 40%/min。 汽轮机轴系临界转速及汽轮发电机组轴系的临界转速均应避开机组工作转速的15 %。汽轮机允许长期连续运行的最低负荷 40%额定功率 不允许长期连续运行的工况（详见使用说明书） 。当汽机负荷从 100甩至零时，汽轮机的控制系统具有自动控制汽轮机转速的能 力，防止汽轮机超速。汽轮机能在额定转速下空负荷连续运行一段时间， 能满足发电机空载时试验所需的 时间。汽轮发电机组的轴系能承受发电机突然发生短路，或者非同期合闸产生的扭矩。 当机组做超速试验时，能在 110额定转速下短时间空载运行，这时任何部件都不 应超应力，各轴承振动不应超过允许值。本公司将在使用说明书中提供

11、机组在各种状态下起动时的起动曲线及正常停机曲 线。本公司提供典型工况的热平衡图，热耗及出力修正曲线。 汽轮机的出力在发电机出线端测得，其功率因数为 0.8 。 叶片在允许的周波变化范围内不产生共振。汽轮机在额定工况运行时， 在轴径上测得的双向振幅振动值， 垂直、横向均不大于 0.03mm通过临界转速时垂直、横向双向振幅振动值不大于0.15mm （无测轴振元件，见差异表）。距汽轮机化妆板及附属设备外1m处所测得的噪声值低于90dB（A）。能在 110额定负荷下长时间稳定运行。3.4 汽轮机本体结构设计要求汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的产品。汽轮机设计制造应符合GB5578-85 “固定式发

12、电用汽轮机技术条件”。有关汽轮机与发电机匹配的转向、 轴系、油系统等技术工作由汽轮机供货商牵头与 发电机供货商协调完成。带有内旁路的主汽阀及每个阀的通流部分， 在机组最初阶段的启动时装有临时性的 蒸汽滤网（无）。汽轮机转子将彻底消除残余内应力。 汽轮机的转子在出厂前进行静平衡试验和低速 动平衡试验，叶片与叶轮自振频率测试，各部件都不应有应力。汽轮机在出厂前进行组装，并做空载运行试验（不做空载运行试验见差异表） 。 汽缸的设计考虑因温度梯度造成的变形， 始终保持正确的同心度。 缸体有足够的刚 度，保证各工况条件下机组运行平稳。设保护机组用的排汽隔膜阀（供二片备用薄膜）及紧急跳闸装置。汽轮机轴承采

13、用圆筒形式，轴承设计失稳转速为大于4000 rpm，具有良好的抗干扰能力（并不产生油膜振荡） 。任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65C，推力瓦金属温度不超过 90C。测量轴承金属温度使用埋入式双支铂热电阻。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。 汽轮机端部汽封和隔板汽封的结构能调整间隙。主汽门、调速汽门严密不漏 主汽门、调速汽门的材质能适应与其相连接管道的焊接要求。 调速汽门具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。提供主汽门永久滤芯（本系统无） 。 主汽门设有永久性蒸汽滤网。抽汽管所需的逆止阀为液动式。3.5 汽轮机润滑油系统采用集装式油站，在工厂内组装完毕，并做相应试验（本

14、厂提供的油箱不是集装 式油箱）。润滑油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备， 在启动、停止、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组（汽轮机、发电机、励磁机）所有轴承及调节保安系统提 供压力油的用油要求。油管道在制造厂酸洗钝化并密封完毕后才能出厂。本厂所提供的盘车装置是手动投入， 油系统中没有与盘车马达启动连锁的单独压力 开关，无盘车控制柜。润滑油系统包括（但不限于）以下各设备：汽轮机主油箱（非集装式）每机 1 台主油泵每机 1 台交流辅助油泵每机 1 台交流润滑油泵每机 1 台直流事故油泵每机 1 台冷油器每机 2 台滤油器每机 1 台油箱排油烟装置油箱电加热装置供给每台机组润滑油所必须的仪

15、表、阀门、附件和管道。3.5.1 油箱油箱配有浮子式油位开关， 带有高、 低油位接点， 且能够定期试验一个电子油位转 换器，油箱安装就地油位指示表，油位表为浮子式（非玻璃管液位计），并能输出420mA 远传信号。油箱容量考虑当厂用交流电失电时， 冷油器断水的情况下保证接至安全惰走、 停机， 油箱中的油温不超过80C。主油箱上设置一台全容量排烟风机。 主油箱设电加热器，可加热油温至 70C。 油箱设检修孔，汽机油箱设计可承受油箱爆炸引起的压力波动。 油箱所有接口可以防止外部水（如消防水）及其它杂物漏入。 油箱底部设有放油阀门。回油管道至油箱进口处设有滤油网。油箱技术数据油箱体积：11m3油箱数量

16、1储油量10t本体重量3.5t3.5.2 油泵 主油泵为离心油泵，直接安装在汽机轴上，工作可靠，运行平稳，系统设计可保证不发生汽蚀。全容量交流辅助油泵带有压力调节装置及自动启动装置。 不管油压是否降低， 交流 辅助油泵在汽机跳闸时立即启动。交流润滑油泵压力开关被用作附加信号， 在系统油压低时， 启动事故油泵， 不论汽 机跳闸与否。直流事故油泵有足够容量满足机组停机要求。 事故油泵带有自启动装置， 在润滑油 压低时自动投入。3.5.3 冷油器 设两台全容量的冷油器，一台工作，一台备用。冷油器在设计冷却水量、最高冷却水温 33C、水侧清洁系数为0.85，管子堵塞5% 情况下，可满足机组的最大负荷供

17、油温度要求冷油器为浮头直管式结构， 全部管束可以整体抽出， 冷油器的连接方式允许汽轮机 在额定功率下运行时停用任何一台冷油器，以便放空、清洗和重新投入运行。冷油器设置手动放水及放气阀， 油侧进口及出口为对焊法兰连接。 法兰规范按照中 国标准。冷油器系统阀门的布置合理，能够拆卸。冷油器冷却水有滤水装置。冷油器技术数据数量2台油侧入口压力0.12MPa油侧入口温度55油侧额定流量3.91t/h油侧出口压力0.25MPa油侧出口温度45冷却水进出水压差0.035MPa冷却水进水温度 33 r冷却水出水温度45冷却水流量9.5t/h冷油器冷却面积42m2冷油器主要材料管子HSn70-1壳体Q235-A

18、水室HT200管板Q235-A冷油器本体重量1128kg冷油器充水重量96128kg冷油器本体尺寸（长X宽X高）625 X 625X 2497 （ mr）i3.5.4 系统设备与管道 汽轮机在结构和系统设计上有防止汽水由于轴封漏气等进入油系统的措施。油系统中各设备（如轴承箱、冷却器和管道等）在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，妥善密封后出厂。每个油泵（直流事故油泵、交流润滑油泵、交流辅助油泵）均配有独立的压力传感 器。每个压力传感器有自己的测压点，包括隔离阀、隔离阀锁定在全开位置。油系统设 有低压力开关，并设有低压报警装置。润滑油系统的油泵设计能满足自动启动、 遥控和

19、手动启停要求， 并提供所需的压力 开关，就地启停按钮和油系统起动试验阀的电磁线圈。油系统所有的控制装置、开关、 指示器和报警装置等，均应安装在就地表盘上，并应予留信号远传用的端子。（另计价）润滑油系统包括整套的管道、阀门、过滤器、仪表、窥视镜及其它辅助设备 油管道采用强度足够的厚壁管， 按两倍工作压力进行设计， 并且管道最低设计压力 等级不低于2.5MP&管道附件也按相同压力等级进行设计。尽量减少法兰及管接头数量， 法兰采用对焊法兰，油系统中的附件不使用铸铁件。3.6 凝汽器凝汽器的设计应满足相应的制造标准。每台机组配置一台凝汽器，凝汽器的设计应能保证在额定工况下及循环水温度20C时，凝汽器的

20、压力为汽轮机排汽压力，并应保证在循环水温度33C时，凝汽器的压 力应在允许的范围内进行。并对 TMC工况33T进水温度进行校核。并满足排汽温度80C时低负荷连续运行要求。在低负荷工况和满负荷工况运行时，凝 结水的含氧量和含盐量均应符合水汽质量标准。主凝汽器设有分隔水室，允许一半运行，一半检修，此时汽机能达到70熾定负荷 正常运行时凝汽器出口处的凝结水温度不低于凝汽器压力对应的饱和水温度。凝汽器的管子和管板材料充分考虑当地循环水的腐蚀，选用合适的材料或采取相应的防腐措施。凝汽器设计中应考虑留出低压加热器疏水、 汽轮机疏水、给水补充水及其它返回凝 汽器的杂项水等接口。凝汽器的管子清洁系数为0.9

21、;在TMCRL况下，凝汽器管内流速应小于 2m/s,循 环水进出口温升应小于10 C。应有合适的设施以允许凝汽器膨胀自如，凝汽器内水的重量不作用在汽缸上。凝汽器有足够的抽真空设备，以满足机组正常运行的要求。凝汽器的每个水室至少应有一个人孔门，并有适当的放气和放水接头。凝结系统严 密不漏汽，真空下降速度不大于 3 mmHg/min凝汽器热井应有就地水位计。0.0057MPa35.19C0.032MPa(a) 2835t/h1000m2HSn 70-121.5t30t凝汽器的技术性能如下 汽侧入口压力 汽侧入口温度 循环水进出口压差 循环水流量凝汽器换热面积 凝汽器材料凝汽器本体重量 凝汽器充水重

22、量3.7低压加热器3. 7. 1低压加热器应能满足汽轮机各种不同工况安全运行。3. 7. 2低压加热器为立式全焊接结构，能承受高真空及抽汽压力、管道连接反力、热 应力的变化。3. 7. 3加热器的蒸汽进口应设有保护管子的缓冲挡板。3. 7. 4低压加热器疏水采用汽液两相流自调节液位控制器。3. 7. 5本厂应提供就地液位计、低压加热器相配套的附件。3. 7. 6低压加热器技术性能如下：低压加热器数量1汽侧入口压力0.069MPa汽侧入口温度89.6C入口蒸汽流量4.21t/h水侧入口压力MPa(无）水侧入口温度35.19C水侧入口额定流量43.89t/h水侧入口最小流量19.02t/h水侧出口

23、压力MPa(无）水侧出口温度82.4C低压加热器换热面积40m2低压加热器主要材料管子HS n70-1B壳体Q235-B管板16Mn低压加热器本体重量1330kg低压加热器本体尺寸 730X 3431 （mm3.8 射水抽气器：3. 8. 1射水抽气器能满足汽轮机在各种工况下安全运行。3. 8. 2射水抽气器的工作水温度在 20C 33E之间。3. 8. 3射水抽气器运行时噪音小于 90dB。3. 8. 4射水抽汽器技术性能射水抽气器数量 射水侧入口压力 射水侧入口温度 射水侧入口流量10.39MPa20C90t/h抽气侧压力 抽气侧入口温度0.004MPa(a)20C -65 C射水抽气器主

24、要材料喷嘴阀座阀碟1Cr18Ni9TiZCuS n5Pb5Z n5ZCuS n5Pb5Z n5射水抽气器本体重量194kg射水抽气器本体尺寸（长X宽X高）315X 560X 25603.9高压加热器 3. 9. 1高压加热器结构采用U型管式（立式）。3. 9. 2高压加热器应能满足汽轮机各种不同工况安全运行3. 9. 3高压加热器疏水采用汽液两相流自调节液位控制器3. 9. 4本厂应提供就地液位计、安全阀和高压加热器相配套的附件3、9、5高压加热器技术性能如下高压加热器数量1汽侧入口压力0.659MPa汽侧入口温度271C入口蒸汽流量6.05t/h水侧入口压力0.118MPa水侧入口温度104

25、.2C水侧入口额定流量75t/h水侧出口压力MPa(无）水侧出口温度150C咼压加热器换热面积80m2高压加热器主要材料20G高压加热器本体重量5240kg高压加热器尺寸 880 X 52073.10轴封蒸汽系统在轴封系统的进口设永久性滤网（本系统无）。轴封系统设置自动的轴封蒸汽调压装置，用以调节轴封蒸汽的压力，以满足各轴封的 供汽参数要求。轴封系统的设计与汽轮机防止进水措施相适应。系统设置一台100%容量的轴封冷却器。轴封冷却器设两台 100%容量的电动轴封排气风机。一台运行，一台备用，并满足 一台运行，一台检修的要求。轴封供汽系统包括汽源用电动隔离阀、 旁路阀、 自动调节阀、 节流阀和其它

26、阀门及 滤网、仪表、减温减压装置、均压箱、管道等有关附属设备。本厂提供完整的轴封系统所要求的其它组件。轴封冷却器的技术性能如下轴封冷却器数量汽侧入口压力10.095MPa(a)汽侧入口温度250C入口蒸汽流量1.5t/h水侧入口压力1.6 MPa水侧入口温度36.5C水侧入口额定流量43.89t/h水侧入口最小流量23.59t/h水侧出口压力1.568MPa水侧出口温度35.19C轴封加热器换热面积30m2轴封加热器主要材料管材HSn70-1轴封加热器本体重量825kg轴封加热器本体尺寸（长X宽X高）1220X 961 X 3181 （mm03.11 汽轮机本体疏水系统 汽轮机本体疏水系统须能

27、排出所有汽机本体设备包括管道和阀门内的凝结水。 系统 能使随时可能投入运行的设备经常处于热备用状态。汽轮机汽缸提供足够数量的疏水点以能彻底疏水及预热。3.12 盘车装置本厂所提供的盘车装置是手动投入， 油系统中没有与盘车马达启动连锁的单独压力 开关，无盘车控制柜。3.13 汽轮机调速控制系统汽轮机采用DEH氐压电-液调速系统，采用进口 woodward 505E调节器，满足机组 可靠、安全运行。供方提供完整的 DEH空制系统（包括电液转换器）。负荷控制范围：0121%定负荷。转速不等率S =36%n ;迟缓率 0.2%。3.14 保护装置汽轮机设有成熟可靠的紧急停机系统（ETS），防止超速。要

28、求采用进口 PLC实现ETS 功能.PLC为双主机冗余配置，ETS装置能够送出至少8对汽机已跳闸状态信号，并能将 跳闸原因以接点型式送出。所需的开关量仪表 , 按双重化或三重化方式设置 .机组设有 2 套危急保安器， 其中 1 套为机械式， 另 1 套是电子式。 动作值为额定转 速的110112%两次动作差18 rpm。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。汽轮机危急保安系统的跳闸系统有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。 当汽轮机机具备再次启动条件时， 只有按照启动前的规定操作程序才能使跳闸系统 重新复位。从危急保安器动作到主汽阀完全关闭的时间 0.5s 。抽汽逆止

29、门与主汽门关闭连锁， 液动控制，关闭时间小于 1s。汽轮机组可分别在主控制室操作盘及就地手动实现紧急停机操作。3.15 主汽阀、调节汽阀 本厂提供自动主汽阀、 调节汽阀、蒸汽过滤器，阀门配有两队无公共点的行程开关， 在阀门开关范围内通过连接回路来指示阀门状态。主蒸汽关断阀应严密不漏，使主蒸汽管道能够进行水压试验。 主汽过滤器为可拆式， 能承受外来杂质的冲击， 设有凸缘和吊眼螺栓以便于法兰及 过滤器的拆除。3.16 保温及保温层 本厂负责只提供汽机本体的保温设计说明书。3.17 临时堵板，盲板固定及垫片 本厂提供汽轮机启动之前管道化学清洗及吹扫时使用的主汽阀临时堵板及阀座盲 板夹紧装置，临时堵板

30、带引出接头。提供所有阀门的备用垫片，以供吹扫及水压试验后使用。3.18 安全罩 汽轮发电机组所有转动轴， 联轴器及其它露出的转动部分应配装安全罩， 以保护人身安全。3.19 机组的稳定性 制造厂对汽轮机至发电机及励磁系统整个轴系的振动、 临界转速、润滑油系统及靠 背轮负责统一归口设计，保证机组的稳定性。轴系的临界转速的分布能保证机组安全暖机和进行超速试验。 提供最大的扭应力和 安全系数、扭振频率及各个轴承失稳的转速和各阶临界转速值。3.20 控制要求3.20.1 一般要求 制造厂在设计汽轮机设备及其系统时， 应同时考虑各种工况下的安全及合理的运行 方式，应采用书面文件提出参数测点布置及控制和保

31、护要求并成套供应必须的检测控制 设备及控制盘。本厂提供的仪表和控制设备考虑到可用性、 可靠性、 可控性和可维护性， 所有部件 在规定的条件下在额定容量内以令人满意的方式运行。本厂提供的仪表和控制设备必须有在电厂同类机组中使用二年的成熟经验， 不准使 用试验性的组件及装置。本厂应说明选用的设备的性能，包括精度、重复性及随时间及 温度漂移等情况，及对使用经验的例证及说明，并在仪表设备供货清单中给出各种所选 设备的产品一览表。所有系统及仪表适合工厂所在地的环境条件及设备安装位置的运行条件。 工厂所在 地的环境条件见规范书中的有关条款。本厂提供的仪表和控制设备是当今已证明的先进的技术。 随本体供的检测

32、元件、 仪表及控制设备均选用通用产品， 并符合国家有关标准。 本 工程中，对于仪表设备的选型， 应尽可能做到统一。 在没有国家通用产品可选的情况下， 本厂成套供应经实践证明质量可靠、性能符合工艺要求的产品。无论什么情况。汽机本体所有测点设在具有代表性、便于安装的位置，并符合有关规定。 除另有协议外，制造厂成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须 的，安装在本体范围内的仪表、检测元件（包括传感器） 、安全保护装置、调节阀门、 以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。汽轮机制造厂归口供应汽轮机、 发电机、励磁机整个轴系振动的测振仪表。 并协调 振动一次元件装在发电机、励磁机上的位置和方

33、式。所有控制装置和系统应具有足够强的抗高频干扰能力，当频率465MHZ功率5W的高 频干扰源在距离控制装置 1.5m 处工作时，不会引起系统的误动作。本技术要求满足以下的可扩充空间 / 位置，该扩充余量应是机组最终调试结束时的 量：每个机箱留有 15的空槽位；每个接线盒、控制盘 / 柜留有 15的后备端子；装设有继电器的盘 / 柜后备 15的继电器安装空位；每个控制盘 / 柜的盘面留有 15的空余面积，以便可扩充设备；多于 6 芯的多芯电缆有 2 芯后备；电源设备余量至少 40。 水或油系统的滤网，应根据工艺要求检测其前后差压，并提供压差开关。 本厂应与设计院进行协调、 及时向设计院提供相关资

34、料。 本厂应配合设计院做好与 外系统的技术联络和协调。3.20.2 凝汽器配套仪表设备的要求热井水位运行高度范围应在高低报警水位之间，但不小于30cm在凝汽器图纸上以及凝汽器水位计和水位控制器接头处， 应该有永久性标记， 标出正常水位、 高位报警、 低限水位和低限报警水位。制造厂应提供一套完整的就地仪表和控制设备。 其中包括液位表、 水位测量平衡容 器、低限和高限液位开关、热电阻插座、热电阻、试验插座、压力表、远传压力取压插 座、温度计、阀门，并列清单说明他们的用途、规格、制造厂和数量。3.20.3 汽机本体部分仪表监测要求提供安装在本体范围内， 供就地检查用的温度表等。 本体范围内的传感器、

35、 检测元 件、线缆应引至安装在汽轮机本体上的厂供接线盒。接线盒的位置应便于安装和维护。 接线盒内的端子数应满足用户需要。应提供接线盒的布置图。提供汽缸金属壁温热电偶。 测量汽缸壁等金属温度的热电偶， 其长度应满足直接接 至接线箱（恒温箱）的要求，其型式应为双支绝缘式。 汽机应配供必要的测点，制造 厂应说明各测点所用材料、测点位置及安装方法，提出各个温度测点的正常值，越限值 和允许的差值及安装附件。厂家应区别哪些是运行中必须监视的测点，哪些是提供试验 用的测点。应提供汽轮机本体安全监测仪表（TSI），采用进口产品，其监测项目至少有：汽 缸热膨胀，转速、油动机行程（或阀门开度指示） ，监视段压力表

36、，轴向位移，凝汽器 真空等。这些仪表应供传感器至前置器之间电缆， 并有 TSI 就地盘，并能输出 4-20mA.DC 模拟量信号及 3付开关量无源干接点信号供需方使用 .提供安装在就地盘上的压力表等。3.20.4 汽轮机自动控制系统（ DEH） 汽轮机自动控制系统的功能要求：控制系统具有大范围的转速调节功能。调节范围可以从盘车转速直至3600rpm。控制系统根据预先给定的升速率、暖机速率和暖机时间自动改变转速调节的给定 值，使汽机由盘车状态以设定升速率平衡地升速至额定转速。升速率、暖机转速和暖机 时间可以由运行人员选定或者由控制系统根据汽轮机的状态自动确定。控制系统能保持汽轮机在额定转速下空负

37、荷运行，并能根据自动同期系统的指令， 完成汽轮发电机的转速匹配以保证发电机能自动的平稳并网。发电机油开关合闸后， 控制系统应能保证汽轮机迅速接带初负荷以防止发电机出现 逆功率。初负荷值可以是预先确定的，也可以根据汽轮机的状态由控制系统自动确定。 应能按照机组的不等率进行负荷控制。控制系统具有开环或闭环的功率控制回路、 转速控制回路、 机前压力控制回路、 抽 汽压力控制回路（对可调抽汽机）及调阀定值控制回路，以上控制方式应能无扰切换。 控制系统具有完善的负荷限制功能。 在重要运行参数超过允许值时， 为了保证机组 的安全运行，自动限制负荷。 当机前汽压过低或其他条件出现时应自动限制汽轮机负荷。 控

38、制系统具有超速保护功能。 机组脱网甩负荷后， 机组转速自动控制在安全范围内。 控制系统可配备专用的后备操作器，以便在控制器故障时仍能维持对机组的控制。 主要的控制器的重要参数的检测元件应采用三取二或二取一，如汽机转速。汽机控制系统应可以与DCS通讯。本厂提供有关通信协议、框图及硬接线信号要求， 保证DEH可靠地与DCS通信。本厂参加与DCST商的有关接口联络会议。DEH系统可用率大于99.9%。3.20.5 汽机保护（ ETS）（1）一般要求保护接线应符合下列要求：- 保护电源中断时，保护不会误发操作指令； -被控对象接受保护作用而改变状态后，不会自动恢复接受保护作用前的状态； -不应设切投保

39、护用的开关，但应有便于调试的措施；-停机保护动作的原因应被记录在事故顺序记录仪（SOE中。 重要热工保护回路在机组运行中应能作不影响机组正常运行的动作试验。热工保护设计应稳妥可靠， 保护用的接点信号应取自专用的无源一次仪表， 应采用 可靠性高、寿命长、灵敏度高的开关量仪表； 对于重要的直接用于停机的信号， 宜按“三 取二”的冗余方式选取。保护系统的设计应有防止误动或拒动的措施。 重要的项目动作时发出声光信号，其电源应有监视。 保护装置输出至被控对象的脉冲的持续时间， 接点数量和容量， 应能满足被控对象 完成规定动作的要求。发电机跳闸信号应联锁关闭自动主汽阀。 紧急停机系统 （ETS提供一次元件

40、）：- 汽机应有二只独立的不同原理的超速保护装置，汽机厂应提供超速动作值。- 跳闸条件，应具有在线试验功能，本厂应说明哪些条件具有此功能。 -从手动危急保安器动作到主蒸汽阀完全关闭的时间应小于 0.5s 。（2）汽轮发电机组保护项目 汽机应依据制造厂的供货情况，至少有下列停机保护：- 汽机轴向位移保护；- 汽机超速保护，应有冗余测量元件；- 汽机凝汽器真空低保护，应有测量元件；- 轴承润滑油压低保护；- 发电机主保护动作的停机保护；- 推力瓦、径向瓦温度超过极限值（仅有推力瓦测点） ；- 汽机差胀保护（无） ；-其它保护接口，配供保护系统中的电磁阀，电源采用 220V直流电源。 本厂提供的盘可

41、以与TSI和DEH组在一起。 所有用于保护的一次元件、阀门、导管等均应供货。3.20.6 汽机联锁 本厂提供汽机润滑油系统的联锁资料及其它有关联锁资料。3.20.7 设备选择 装在易爆危险场所的仪表应采用防爆型仪表。应选用双支测温元件， 测温元件的保护套管及套管插入介质的有效深度应满足设计 规定要求。控制器选用进口产品，并尽量与 DCS系统选用的品牌一致。继电器、接触器、按钮、指示灯、切换开关选用进口产品。电磁阀选用进口产品或国内优质产品。 汽机机械量测量仪表（TSI ）选用进口仪表。 现场温度计选用双金属温度计，万向可抽芯型。 温度开关、压力开关选用外国（至少是合资）产品 现场压力表选用不锈

42、钢结构。4 主要技术数据及性能保证4.1 主要技术数据 机组型式： 型号 :C15-3.43/0.294额定功率：纯凝工况进汽量 / 最大进汽量： 额定进汽压力： 额定进汽温度： 额定抽汽量 / 最大抽汽量： 额定抽汽压力： 额定抽汽温度： 排汽压力：冷却水温 : 正常/ 最高 20/33 给水温度： 加热器级数（高加 +除氧器低加）： 额定转速： 旋转方向： 该机组在纯冷凝工况下，其发电功率为4.2 性能保证中温中压抽汽凝汽式15MW67/75t/h3.43 MPa（a） ，435 C18/45t/h0.294 MPa（a）189.9 C0.0057MPa150 C1+1 13000 rpm

43、从汽机端向发电机端看为顺时针 15MW并能长期、安全、稳定运行。本厂对以上的主要技术数据及标准所规定的机组性能提出保证。4.3 质量保证与技术服务4.3.1 质量保证与检查试验本厂提供质量保证书。 本厂产品交货前， 对汽轮机各部件和辅机进行必要的检查与 试验，以保证整个设计和制造符合规程要求。汽轮机及附属设备需进行必要的工厂总装 和试验，确定全部制造和材料均无缺陷，所有设备功能与要求相一致，设计和加工都符 合技术规范的要求，并向业主提供试验报告。业主对主要设备提出设备的见证和监造要求， 确保设备在整个制造过程中实施跟踪 和监督。设备的见证、监造方式将按国标通用做法开展现场见证和文件见证。本厂按

44、 ISO9001 的要求，进行从合同到设备交货整个过程的质量控制和策划工作。4.3.1.1 设计制造标准4.3.1.1.1 汽轮机的设计、制造所遵循的标准的原则为：（1）必须满足现行的电力行业（包括原水电部、原能源部）相应规范。（2） 必须满足有关安全、环保及其它方面现行的国家强制性标准和规程（规定）。（3）卖方应提供设计制造的规范、规程和标准等清单。4.3.1.1.2 所有标准都会被修订，使用有关标准时，应使用最新标准。4.3.1.1.3 卖方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，应按严格的标准执行，若再有矛盾，卖方将这些矛盾之处在投标文件中说明，并提交给买方，由买方确认。4.3.1.2 质量保

45、证4.3.1.2.1 卖方采取措施确保设备质量，产品交货前，应对汽轮机各部件和辅机进行必 要的检查与试验，以保证整个设计和制造符合规程要求。4.3.1.2.2 必须进行检查和试验的项目，应能证明下列各项：所供设备符合有关技术条件和安全规范；安全装置和保护装置动作正确；达到买方要求的规定值；满足买方要求的其他特殊条件。4.3.1.2.3 卖方提供检查和试验资料按规定完整并及时提交给买方；对重要的检查与试 验项目，邀请买方派代表参加。并在试验前的 20 天通知买方代表。4.3.1.2.4 如产品质量和性能与标准不符时，买方有权拒绝验收，卖方负责修理、更换 或赔偿。附件 2 供货范围 本厂需提供下述

46、内容的供货详细清单，以下为主要部套。 （附本厂随机供应设备目录）1 汽轮机 汽轮机本体。 进汽、抽汽、排汽反法兰。 汽机基础底板及垫铁、地脚螺栓。 联轴器组件。 主汽门、主汽调节阀及其永久性、主汽阀座架、各级抽汽逆止阀、安全阀、各种 汽缸疏水阀。主蒸汽管，包括主进汽管（主汽门至调节阀） 、导汽管（调节阀至喷嘴前） 本体内部连接管道。盘车装置及其附件。罩壳。 本体疏水膨胀箱及所属阀门、管道。 调节系统。 保安系统。2 汽机辅机及系统2.1 油系统 油箱及其附件。 交流辅助油泵、交流润滑油泵，直流事故油泵、主油泵、注油器。 冷油器及附属阀门、管路。 滤油器及附属阀门、管路。滤水器 排油烟风机。 润

47、滑油过压调节阀。 油系统全部管道、阀门、附件及就地仪表。2.2 汽封系统 汽封压力调整器及附属阀门。 均压箱（系统若有） 减温减压器 汽封冷却器及附属阀门。 汽封排汽风机及附件。 各轴封漏汽及门杆漏汽至汽封冷却器的管道、阀门。 疏水管道及阀门。2.3 冷凝系统 冷凝器。 汽机排汽口至冷凝器的排汽接管。 热井就地液位计、仪表。 基础安装件。2、 4 高压加热器本体 汽液两相流自调节液位控制器（即疏水装置）及其阀门 安全阀 就地液位计、仪表2 5 低压加热器 本体汽液两相流自调节液位控制器（即疏水装置）及其阀门 安全阀 就地液位计、仪表26 抽真空装置 射水抽汽器 配套阀门及附件3 安装和检修用的

48、专用工具4 仪表和控制装置 所有本体范围内的一次仪表、阀门、管道、管件、容器、接线盒以及接线盒至一次 仪表的电缆。凝汽器等辅助设备 （包括油系统） 的控制仪表和本体热工仪表、 阀门、容器、管件， 不限于压力表、压力开关、液位变送器、液位计等。汽机就地监控盘，盘内配管和管件。汽机TSI安全监视系统，TSI盘（可与ETS仪表一个盘）。 汽机ETS系统，ETS盘（可与TSI仪表一个盘）。汽机DEH电液调节系统，DEH盘（柜）（可单独组盘或与TSI和ETS组在一块）。 有关电源分配盘；有关的预制电缆。5 备品备件 本厂应提供下列备品备件清单，其价格单列：（1） 安装及试运行备件。（2）厂家提供第一次试

49、运所用调节和液压油（3）汽轮机 1 年运行所需的备品备件。随机供应设备目录序号图号名称数量备注1前汽缸12后汽缸13中汽缸14号隔板套15第二号隔板16第三号隔板17第四号隔板18第五号隔板19第六号隔板110第七级隔板（旋转）111第八级隔板112第八级隔板113第九级隔板114第十级隔板115喷嘴组116转向导叶环117前汽封118后汽封119隔板汽圭寸120前轴承座121推力支持轴承122后轴承123发电机前轴承1124前座架125主汽门座架126后座架227后汽缸导板128卓冗129联轴器罩壳130铭牌13132排汽装置主轴装配图2133第1级叶轮叶片134第2级叶轮叶片135第3级叶

50、轮叶片136第4级叶轮叶片137第5级叶轮叶片138第6级叶轮叶片139第7级叶轮叶片140第8级叶轮叶片141第8级叶轮叶片142第9级叶轮叶片143第10级叶轮叶片144联轴器145盘车装置146垫铁147温度计装置51危急遮断器12危急遮断油门13电磁阀14危急遮断及复位装置15电气设备16测量支架17三十点接线盒28高压油动机19中压油动机110咼压油动机行程指示器111中压油动机行程指示器112调节汽阀及连杆113旋转隔板调节连杆114油泵组115射油器116观察孔装置217滤油器118油箱119排烟装置120前轴承座内部油管路121油管路122低压油过油阀123冷油器1+124咼压交流电动油泵1外购25交流润滑油泵1外购26直流润滑油泵1外购27ETS系统1外购28低压DEH系统1外购1主汽门12主汽门操纵座13抽汽阀DN40024抽汽阀DN15015抽汽阀DN25016抽汽阀操纵座17抽汽阀操纵座18抽汽阀操纵座29主蒸汽管路110抽汽管路111汽封管路112导汽管113疏水管路114抽汽阀控制水管路115两相流疏水器DN100116滤水器DN150217滤水器DN80418凝汽器1管材:HSn70-119排汽接管120汽封加热器