汽机与技术规范书

神木县兴义源物资贸易有限公司60万/年兰炭技改余能回收利用发电及配套项目汽轮机技术规范书

神木县兴义源物资贸易有限公司

60万/年兰炭技改余能回收利用发电及配套项目

（1>25MW凝汽式汽轮发电机组）

技

术

规

范

书

i

西安华新新能源股份有限公司

二零一五年十月•西安

神木县兴义源物资贸易有限公司60万/年兰炭技改余能回收利用发电及配套项目汽轮机技术规范书

目录

1.总则...................................................................................1

1.1工程概况.............................................................................1

1.2语言.................................................................................2

1.3测量单位.............................................................................2

1.4总的技术要求.........................................................................2

1.5主要技术规范（以下压力未标明的均为表压）.......................................2

1.6回热抽汽系统.......................................................................3

1.7汽轮机的主要设计制造标准3

2.技术要求...............................................................................4

2.1汽轮机本体设备性能要求4

2.2汽轮机本体结构设计要求10

2.3汽轮机本体仪表和控制15

2.4随机供应的阀门要求...............................................................17

2.5材料................................................................................17

2.6安装和检修的要求..................................................................18

2.7辅机性能及设计要求...............................................................18

3.供货范围..............................................................................36

3.1一般要求...........................................................................36

3.2汽轮机主机设备....................................................................36

3.3随机备品备件详见供货清单........................................................38

3.4设备交货进度表：..................................................................38

3.5外购与分包（设备厂家填写外包分项）............................................38

4.汽轮机及辅机主要数据汇总表（设备厂家填写）.........................................38

5.技术文件及图纸.........................................................................41

5.1概述................................................................................41

5.2初设提供资料........................................................................41

5.3合同签订后45日内按要求提供下列设计资料（要求蓝图4套及电子版）............42

5.4随机供货图纸要求蓝图8套。.......................................................42

6.监造、检验和性能验收试验............................................................42

6.1概述.................................................................................42

6.2质量保证............................................................................43

6.3工程检查............................................................................43

6.4设备监造............................................................................43

6.5保证值.............................................................................51

6.6性能保证.........................................................................51

7.技术服务和设计联络..................................................................51

7.1供方技术服务见下表.................................................................51

7.2培训................................................................................52

7.3设计联络............................................................................52

8.质量保证期...........................................................................53

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1.总则

本技术协议的使用仅限于神木县兴义源物资贸易有限公司60万/年兰炭技改余能

回收利用发电及配套项目2>25MW余热发电工程汽轮机组设备，它提出设备的功能设

计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标

准，供方应提供一套满足所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、

环保等强制性标准，必须满足其要求。

供方须执行本技术协议所列标准。如有矛盾时，按较高标准执行。

1.1工程概况

1.1.1工程主要原始资料

(1)气象特征

年平均气温8.5℃

最热7月气温24.1℃

最冷1月气温-10.2℃

极端最高气温38.9℃

极端最低气温-28.1℃

年平均气压101.17kpa

年平均相对湿度69%

年平均降水量440.9mm

日最大降水量136.3mm

室外风速3.3m/s(冬季)3.1m/s(夏季)

最大风速30m/s

年主导风向西北、西南风

全年平均日照2875.9小时

无霜期短

太阳辐射总量141.86kca/cm2

年积雪厚度120mm

最大冻土深度1.46m

(2)厂区工程地质

厂址地段现为荒地砂层厚度约5—10米，呈半固定的风积砂丘，无不良地质现象

1

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发育，适宜作为建设用地。拟建场地类别为啖，地震烈度：地震基本设防烈度为6

度，设计地震加速度值为0.15g。

1.1.2机组运行条件

（1）负荷性质

本工程属于废气资源利用余热发电工程，该公司兰炭尾气、煤肝石和泥煤资源丰

富，在满足目前锅炉燃料的情况下仍有富足，年运行小时应保证不少于7500小时，年

利用小时不少于7200小时。

（2）冷却方式：机械通风直接空冷系统冷却。

（3）机组运行方式：定压运行。

（4）机组布置方式：汽轮机为纵向对称布置

（5）机组安装检修条件：机组运转层标高8.00m。

（6）周波变化范围：48.5~50.5Hz

（7）发电机额定功率因数：0.8

（8）发电机效率：98%

1.2语言

本协议提供的信息及资料使用中文。对于进口设备，供方同时提供制造厂家的英

文版资料和中文版资料。

1.3测量单位

供方提供的技术资料使用国家法定单位制。

1.4总的技术要求

1.4.1机组寿命

汽轮机的使用寿命不少于30年。汽轮机主要配套设备和主机具有同等寿命。汽轮

机的大修间隔应不小于四年，小修间隔为每年一次。

1.4.2机组的输出功率

在额定进汽参数、额定工况下机组的最大连续输出功率不小于25MW。

1.5主要技术规范（以下压力未标明的均为表压）

型号：N25-8.83/535

型式：高温、高压、凝汽式汽轮机

额定功率：25MW

最大功率：MW

2

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频率：50Hz

转速：3000r/min

布置方式：纵向布置

数量：2台

转子旋转方向：从汽机头向发电机端看为顺时针方向。

回热系统为：2高加+1除氧器+3低加

补水方式为：补水全部进入凝汽器

主蒸汽压力：8.83MPa（主汽门入口处）

主蒸汽温度：535℃（主汽门入口处）

汽轮机额定进汽量：___t/h

汽轮机最大进汽量：___t/h

排汽压力：MPa（a）（额定）

给水温度：215℃

保证汽耗：kg/kW（额定）

汽轮机排汽量：t/h（额定）

汽轮机转子长度、重量：______t

汽轮机缸体重量：t

汽轮机外形尺寸（长穗灌D：

运转层标高：8.0m

汽机最大件重量：____t

汽轮机中心高（距运转平台）：____m

1.6回热抽汽系统

机组共有六段回热抽汽，分别至高压加热器、除氧器（需方供货）、低压加热器

1.7汽轮机的主要设计制造标准

（RSME或IEC标准。

（2由系统的防火遵照NEPA标准。

（3KNSI、ISA、NEMA标准。

（4IB/T9637-1999《汽轮机总装技术条件》

（5IB9634-1999《汽轮机冷油器（管式）尺寸系列技术条件》

（6IB/T10085-1999《汽轮机凝汽器技术条件》

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（7BB/T5578-2007《固定式发电用汽轮机规范》

（8IB/T8184-1999《汽轮机低压给水加热器技术条件》

（9IB/T8190-1999《高压加热器技术条件》

2.技术要求

2.1汽轮机本体设备性能要求

2.1.1各级动叶片选用气动性能良好的叶型，其应力与振动符合国家新颁发的《叶片

强度安全准则》，以保证叶片安全运行。

2.1.2叶片与隔板强度设计保证机组安全可靠运行。

2.1.3转子出厂前做动平衡试验，动平衡精度2.5mm/s。

2.1.4汽机在超越轴临界转速时，振动最大许可值40.075mm。

2.1.5汽机在下列工况下发出额定功率，并能长期安全运行。

（1）主汽门前进汽压力为8.83MPa,温度降为520℃而冷却水温为33°G

（2）冷却水温升到33℃而主汽门前的蒸汽参数为额定值；

（3）高压加热器解列时的工况；

2.1.6汽轮机有良好的适应热负荷变化的能力。

2.1.7汽轮机罩壳采用声学消声处理，距汽轮机外罩外1米，汽机运转层上方1.2米

处，所测得的噪声值低于90分贝（A声级），对于其它辅助设备不大于85分贝（A

声级）。

2.1.8汽机在电网频率48.5-50.5Hz能安全持续稳定运行。

2.1.9提供汽轮机本体的保温设计和技术说明，并在缸体上预焊上保温钉。（环境温

度25°酎，表面温度不大于50℃。

2.1.10汽轮机在主汽参数及背压为额定值时，若高加切除，保证连续发出25MW。

2.1.11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出口母线突然发生两相或三相短路或单相重合闸或非

同期合闸时所产生的扭矩。

（2）汽轮机甩负荷后，允许空转时间不小于15分钟或按国标。

（3）汽轮机能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间至少能满足汽

轮机启动后进行发电机试验的需要。

4

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2.1.12对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况应提出明确的要求。

2113汽轮机的设计寿命（不包括易损件）不低于30年，在其寿命期内能承受以下工

况，总的寿命消耗不超过75%»

（1）冷态启动：（停机超过72小时，金属温度已下降至其满负荷值的约40%以下）

100次，寿命消耗分配数0.04%/次。

（2）温态启动：（停机在10至72小时之间，金属温度已下降至其满负荷值的约40%

至80%之间）1200次，寿命消耗分配数0.013%/次。

（3）热态启动：（停机不到10小时，金属温度超过其满负荷值的约80%以上）4500

次，寿命消耗分配数0.007%/次。

（4）极热态启动（机组脱扣后1小时以内，金属温度仍维持或接近其满负荷值）500

次，寿命消耗分配数0.004%次。

（5）负荷阶跃（负荷变化率＞10%额定负荷/min）12000次，寿命消耗分配数0.0005%/

次。

汽轮机在其试运半年后的第一年内，保证年可利用小时数不低于7800小时。机组

可用率不低于90%o

供方在供货条件中规定汽轮机易损件的使用寿命，工作温度高于450°都J紧固件，

考虑其松弛性能。

供方提供在各种运行方式下，机组寿命消耗的分配数据及各种甩负荷时的寿命消

耗曲线，以保证机组能在设计使用寿命期限内可靠运行。

2.1.14汽轮机大修周期不少于4年，小修周期一年。

2.1.15机组的允许负荷变化率为:

从100%-50%MCR不小于5%/mirio

(2)从50%-20%MCR和从20%-50%MCR不小于3%/mirio

(3)从20%MCR以下不小于2%/min。

(4)允许负荷在50%T00%MCR之间的变化幅度为20%/miric.

2.1.16机组能在48.5〜50.5Hz周波范围内持续稳定运行,根据系统要求，机组的频率

特性满足下表要求。

允许运行时间

频率（Hz）

累计（min）每次(Sec)

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51.5<30<30

51.0<180<180

48.5〜50.5连续运行

48<300<300

47.5<60<60

47<10<10

2117允许汽轮机的蒸汽参数在下表规定的范围内变化:

参数名称限制值

主1♦可12个月周期内的平均压力<1.00PO

蒸伤［持所述年平均压力下允许偏离值<1.05PO

汽

例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累

压<1.20Po

时间〈12小时

力

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偏离值<t+8℃

主

蒸例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累

<t+14℃

汽

时间＜400小时

温

度例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累

<t+28℃

时间480小时

℃

不允许值>t+28

表：1)P。为主蒸汽的额定压力;

2)t为主蒸汽额定温度。

2118汽轮发电机组轴系各阶临界转速与工作转速避开土15%。轴系临界转速值的分

布保证有安全的暖机转速(2100~2400rpm)和进行超速试验转速。

2.1.19汽轮机在所有稳定运行工况下(转速为额定值)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；各转子及轴系在通过临界转速时

双振幅振动值轴承座振动为不大于0.075mm。

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2120当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压为3.8〜

18.6kPa（a）范围内，至少具有1分钟无蒸汽运行能力，而不致引起设备上的任何损坏。

2.1.21超速试验时，汽机能在112%额定转速下作短期空负荷运行，这时任何部件都不

超应力，各轴系振动也不超过允许值。

2.1.22供方对汽轮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，以使机组具有较高的稳定性。

2.1.23机组从冲转至带满负荷满足下列要求：

冷态启动：280min

温态启动：180min

热态启动：90min

2.1.241）汽轮机允许在凝汽器半边清洗的情况下运行，凝汽器半边运行时机组允许

负荷为75%额定。

2）凝汽器能在纯凝工况和额定工况（循环水温度为33°0下连续运行。

3）凝汽器设计以管子清洁系数为0.85,在任何情况下管子内的循环水流速不

大于2m/s为基础。

4）凝结器管材选用TP304（3500m2）。

5）凝汽器的其他要求执行最新国标。

6）凝结器的结构（壳体、排汽喉管部、水室、热井）、材质及性能要求符合现

行最新国家标准。

2.1.25汽轮机各主要阀门紧急关闭时间应满足以下要求：

主汽门0.7秒

调节阀0.7秒

各抽汽逆止阀〈1秒

2.1.26机组热耗和汽耗率保证值

（1）机组的净热耗率及汽耗率按下表所列各工况提供资料。

（2）机组额定工况的保证净热耗为6098kJ/kW.ho

（3）按下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），

并符合国家标准或ASMEPTC6.1o

汽轮发电机净热耗=Wt（Ht-Hf）/KWg（kJ/kW.h）式中：

Wt主蒸汽流量kg/h

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Ht主汽门入口主蒸汽焙kJ/kg

Hf最终给水焰kJ/kg

KWg发电机终端输出功率kW

发电机由，汽主汽

进汽量补;弋浦热耗

序净功率月:力

项目汽耗

号

kWKPa(a)t/ht/hkg/kW.hkJ/kW.h

1彳质定工况

2邕季工况

3:卜汽阀关闭工况

4j良大工况

附典型工况热平衡图

（4）测定热耗值用的仪表及精度，由供方提出意见，经需方认可，热耗试验值与保

证值的差不大于1%。

2.1.27在汽机热平衡计算时，提出各种工况下各高、低加的端差和参数，低压加热器

属于主机配套设备。

2.1.28提供汽机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，以及滑参数停机特性曲线。

曲线中包括主蒸汽的压力、温度、流量、转速、负荷变化等。

2.1.29提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。

1.启动参数

转子轴承和轴承座振动双振幅值：＜30微米（0.03mm）

第一临界速度轴颈双振幅值：＜150微米（0.15mm）

各阀门关闭时间（秒）

时间特性单位主汽阀调节阀抽汽逆止阀

关闭时间<0.7<0.7<1

S

延迟时间

S<0.02<0.02<0.02

启动方式的时间（小时）

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启动状态冲动至额定转速时间并网至额定负荷时间冲转至额定负荷时间

冷态12.334.67

温态0.671.52.7

热态0.330.671

极热态0.250.330.58

2.运行参数:

(1)额定主蒸汽压力MPa(a)8.83

(2)额定主蒸汽温度℃535

(3)额定背压MPa(a)

(4)额定蒸汽流量t/h

(5)最大蒸汽流量t/h

(6)各级抽汽（包括调整抽汽）压力、抽汽温度、抽汽流量（见热平衡图）

(7)调速油压MPa(g)

(8)润滑油压MPa(g)

(9)正常运行汽封压力MPa(a)

（10）主蒸汽压力允许的偏差值MPa(a)

(11）汽轮机的轴承振动、轴向位移、相对膨胀正常值

轴承振动：mm

轴向位移：mm

相对膨胀：mm

（12）供方向需方提供轴系各临界转速的计算值和试验值。

（13）供方提供下列报警信号、并提出报警值:

（a）真空报警值（脱扣报警）kpa(a)

（b）润滑油压报警值：MPa(g)______时启动交流润滑油泵

MPa(g)______时启动直流事故油泵

MPa(g)______时停盘车。

（c）主蒸汽温度高和低限值：℃℃(+5/-10)

（d）排汽温度报警值：℃

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（e）轴承金属温度报警值：______。时报警

______。时停机

⑴轴承振动报警值：mm—

（g）危急遮断器动作值：r/min

（14）全真空惰走时间：min

（15）无真空惰走时间：min

（16）纯凝汽工况最大负荷：MW

（17）超速脱扣转速：r/min

（18）最大运行背压：kPa(a)

（19）汽机报警背压：kPa(a)

（20）汽机脱扣背压：kPa(a)

（21）汽机排汽缸喷水流量：t/h

（22）最小持续允许负荷：kw

（23）最小持续允许排汽压力：kPa(a)

（24）盘车转速：r/min

（25）盘车停车时汽缸最高温度：℃

（26）盘车停止时转子最高温度：℃

2.2汽轮机本体结构设计要求

2.2.1一般要求

（1）汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的，并具有制造相同容量机组、运行成

功的经验。不能使用试验性的设计和部件。该机组通流部分采用三维设计，为优化型。

（2）汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活。

（3）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。

防止汽机进水的规定按ASME标准执行。

（4）供方对所有连接到汽缸上的管道，提出作用力和力矩的范围要求见本协议书3.4

TJ»

（5）调整抽汽管道上的安全阀由供方供货，供方应负责提供其工作参数（包括温度、

压力、流量等）。

2.2.2汽轮机转子及叶片

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（1）汽轮机转子彻底消除残余内应力，并做调质处理。

（2）汽轮机设计允许不揭缸进行转子动平衡试验。

（3）转子的脆性转化温度的数值为：转子前部脆性转化温度为100℃转子后部脆

性转化温度为20℃脆性转化温度值不应影响机组启动的灵活性。

（4）叶片的设计是精确的成熟的，使叶片在允许的周波变化范围内不致产生共振，

能够安全正常运行，并提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔频谱（CANPBELL）图。

（5）低压末级及次末级叶片抗应力腐蚀及抗汽蚀措施为：末级动叶进汽边焊司太立

合金片，次末级点火花强化，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口，以便有效防止水蚀

现象。

（6）应采取相应的防止叶片司太立合金脱落的措施。

（7）用于把叶根紧固在轮缘上的销子有导向孔，供拆卸时钻孔之用。

（8）转子相对推力瓦的位置设标记，便于确定转子的位置。

（9）叶根固定尺寸十分准确，具有良好互换性，以便顺利更换备品叶片。

（10）转子材料均为30Cr1Mo1V,叶片材料分别为1Cr11Mo1V、1Cr13.2Cr13„

（11）汽轮机转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度小于2.5mm/s。

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

梯度造成的变形量小，能始终保持正确的同心度。

（2）高压缸进汽部分及喷咀室设计适当加强，以确保运行稳定、振动小。进汽管密

封环使用耐磨金属制成。

（3）提供汽缸喷水系统，喷水装置的安装部位和喷水方向恰当，不因喷水而损伤叶片，

喷水装置能按排汽温度自动投入和切除。排汽温度超过80℃喷水装置喷水；降至60℃

时，则停止喷水。

（4）提供保护整个机组用的大气阀（供二片备用薄膜）及紧急跳闸装置。

（5）提供揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施。

（6）汽缸上的压力、温度测点必须齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和

试验的要求。

（7）汽缸、隔板汽封为梳齿式有适当的弹性和推挡间隙，当转子与汽缸偶有少许碰

触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。

2.2.4轴承及轴承座

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（1）主轴承的型式确保不出现油膜振荡。各轴承的设计失稳转速避开额定转速25%

以上，具有良好的抗干扰能力。

（2）检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。

（3）主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整，同时是

自对中心型的。

（4）任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65℃该轴承回油管上有观察孔

及温度计插座。在油温测点及油流监视装置之前，没有来自其他轴承的混合油流。

（5）测量轴承金属温度，使用埋入式双支型伯热电阻，并将该热电阻的接线引至汽机

本体接线盒。运行中各轴承设计金属温度不超过90℃但乌金材料允许在110°似下

长期运行。

（6）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。供方提供显示该轴承

金属的磨损量和每块瓦的金属温度测量装置，并提供回油温度表。在推力轴承的外壳

上，设有一个永久性基准点，以确定大轴的位置。

（7）轴承座上设置测量大轴弯曲，轴向位移、胀差和膨胀监测装置的安装位置。

（8）轴承座的适当位置上，装设测量轴承在垂直、水平、轴向三个方向上以及大轴振

动的装置。

225主汽门、调节汽门、回热逆止门

（1）主汽门、回热逆止门严密不漏，能承受在主蒸汽、抽汽管道上做1.5倍设计压力

的水压试验。

（2）主汽门的材质能适应与其相联接管道的焊接要求。供方提供主蒸汽管道、焊接方

法及坡口加工图。

（3）主汽门和调门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。具备检修后能够进行单独开闭

试验的性能。

（4）提供冲管及水压试验后主汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门在取出细滤网后

需用的附加备用密封垫圈。

（5）机组启停中，在主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。

（6）供方负责提供主汽门和调节汽门的阀体部分，其操作用的油动机也由供方供货，

相关接口位置及型式由双方协商解决。

（7）回热逆止门均采用液动。

2.2.6油系统

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（1）油系统设有可靠的主供油设备，在启动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽

轮发电机组所有轴承的用油量及控制用油量。

（2）供方负责提供的油系统包括主油泵、主油箱、管子、仪表，满足每台汽轮发电机

组轴承用油及所需全部附件，例如回油管上的窥视孔、温度计插座等。交流润滑油泵、

直流油泵及高压启动油泵、冷油器等由供方统一供货。

（3）油箱容量的大小，考虑到当厂用交流电失电的同时冷油器断冷却水的情况下停机

时，能保证机组安全惰走。此时，润滑油箱中的油温不超过80℃并保证安全的循环

倍率。油箱的设计满足油系统失火时尽快放油的要求。油箱为坡底形式。

（4）主油箱上设置一台全容量用交流电动机驱动的抽油烟机和油烟分离器。各轴承室

内维持微负压，并设置相应的负压表以便于监视。供方提供电加热器及温控装置以保

证设备安全使用。主油箱上设置油位计，并予留与DCS的接口。

（5）所有润滑油系统的泵组设计成能自动启动、遥控及手动启停。设有停止T动

一运行按钮和用电磁操作的启动试验阀门。有与盘车马达启动器联锁的单独压力开

关，以便在油压尚未建立之前禁止盘车装置的投入。

（6）从汽轮机结构和系统设计上，防止有汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。

（7）油系统中各项设备如轴承箱、管路等，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。油系统所配用设备包括管路、附件、表计及一次

门等均由供方配套提供。

（8）供方所提供的热工仪表满足整个油系统（包括汽机）的监视控制要求。

（9）油系统的测温元件采用三线制双支型钳热电阻，重要的压力仪表采用进口设备，

停机用的压力开关至少设4个，且为独立的双接点压力开关。

（10）顶轴装置设计要求能向每个轴承注入高压透平油，托起转子，机组盘车前或跳

闸后都能顺利投入运行。顶轴油泵为二台高压柱塞泵，一运一备。

227盘车装置

（1）盘车装置是自动啮合型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，并能在

正常油压下有足够的转速建立起轴承油膜，盘车转速为4.3r/mino

（2）盘车装置的设计能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。

（3）提供一套压力开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车，盘车装

置正在运行而供油中断时能发出报警，以及当油压降低到不安全值时能自动停止运行。

（4）提供一套盘车控制装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、转速表等。控制柜由

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供方提供。

2.2.8轴封供汽系统

(1)轴封供汽为闭式密封系统，并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，轴封系

统的汽源满足机组冷热态启动和停机的需要。该系统设有轴封压力调节阀和轴封抽气

装置。

(2)轴封用汽可来源于抽汽、厂内辅助蒸汽。供方提出轴封用汽汽源的参数，包括流

量、压力、温度。

(3)设一台100%容量的轴封蒸汽冷却器。

(4)轴封蒸汽冷却器配二台排风机。

(5)提供轴封用汽系统图。

2.2.9汽机本体疏、放水及排汽系统

(1)疏水系统的设计能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还使停用设备、

管道、阀门保持在运行温度状态。

(2)系统包括(但不限于)下列各项：

(a)收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。

(b)汽轮机主汽门上、下阀座的疏水。

(c)汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。

(d)管道上低位点疏水。

(e)供方提供汽轮机疏水系统图。

提供汽机本体疏水扩容器，其设计容量除考虑汽机本体疏水外，还考虑主汽、抽

汽的管道疏水。

汽轮机的调门上、下阀座应设有疏水，各抽汽逆止门前后应设有疏水。主汽门前

的主蒸汽管道疏水不进本体疏水扩容器。

2.2.10保护装置

(1)汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危急保安器有两个，其中一个

为机械式，另一个是电气式。动作值为额定转速的110〜112%。复位转速高于额定转

速。危急保安器设有可靠的动作指示器，并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。

(2)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。

(3)从危急保安器动作到主汽阀完全关闭的时间小于0.7秒。各级抽汽逆止门关闭时

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间小于1秒。

（4）汽轮机组分别在主控制操作盘上及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。

（5）汽机设置功率限制器.纳入DEH,并能就地和远方操作。

（6）汽机自动保护装置能在下列条件下关闭主汽门、调节汽门紧急停机。

•汽机的转速超过危急保安器动作转速。

■真空低于供方给定的极限值。

•润滑油压低于极限值。

•转子轴向位移超过极限。

•汽机振动达到危险值。

•转子胀差超过极限。

2211保温和保温罩

（1）供方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向需方提供图纸，说明及安装文件。

（2）在正常运行工况下当环境温度为250时汽轮机保温层表面温度不超过50℃

（3）按规程运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差能达到需方的要求，但

不低于国标要求。

（4）提供汽轮机的外罩。

（5）对于拆卸部分的保温采用毡式保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。

（6）供方在主汽阀、调节阀、蒸汽管道和汽缸壁上焊有保温螺母。

2.2.12联轴器

供方负责统一归口并提供汽轮机端半联轴器及其附件，如螺栓、螺母等。

联轴器及其附件的材质及其尺寸、规格应能满足机组功率25MW的要求。

2.2.13真空系统

汽轮机本体的真空系统供货范围为各接口点法兰，其余部分由需方单独订货，供

方应负责提供汽轮机本体真空系统范围内有关工作参数（包括温度、压力、流量等），

以满足需方订货的要求。

2.3汽轮机本体仪表和控制

231总的要求

（1）提供完整的书面文件资料，详细说明对汽轮机测点布置、控制、联锁、保护等方

面的要求。

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（2）提供详细准确的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的正常值、高低限、报警值

及保护动作值。

（3）对随机提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测量元件及仪表阀门等都

要详细说明其安装地点、用途型号规范、连接方式及制造厂家。特殊检测装置提供安

装使用说明书。

（4）随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国家现行标准，选择符合控制监

视系统的要求的通用成熟产品，采用的进口产品见进口件清单。无论什么情况下，均

不配供含水银等有毒物质的仪表以及技术落后或国家宣布淘汰的产品，所供仪表在油

系统内需耐油耐震，其它仪表有一定的抗震性。

（5）汽机本体所有测点设在介质稳定且具有代表性和便于安装维护的位置，并符合有

关规定。

（6）就地测温采用双金属温度计。本体范围内的报警和跳闸的温度信号采用CCS温度

开关。本体范围内的报警和跳闸的压力信号采用CCS压力开关。

（7）汽轮机金属壁温测量提供双支铠装热电偶，其长度足够，以便于安装检修。

（8）随机配供的所有测温元件均为双支分列绝缘型，分度号符合IEC标准，热电阻均

为三线制伯热电阻（Pt100）,热电偶均为K型。

（9）对随机提供的热控设备（元件）需征得需方认可（DEH）o

（10）汽轮机所供的主汽门、调节阀等选用有成熟的运行经验的产品，保证全程范围

不卡涩，远方操作关得严、打得开，保证可控性，以满足热工调节控制要求。

（11）供方保证所供热控设备的可靠性。

（12）监控及调节系统的接地要求提供给业主。

（13）供方提供汽轮机测温元件安装设计手册。

2.3.2热工检测

（1）汽轮机本体温度测点留有符合国标的插座，并提供测温元件；对压力测点及汽水

分析取样则带一次门。

（2）汽轮机壁温测点，有明显的标志，说明测量所用材料、测点位置及安装方法，提

供正常值、超限值及安装附件，并指明哪些是运行必须监视的，哪些是实验用的。并

提供便于安装检修的措施。

（3）随汽轮机本体提供的所有热工仪表均单独接线，引至汽机本体接线盒。

（4）从汽轮机本身的安全出发，供方提出汽机启停及正常运行对参数监视控制的要求。

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（5）紧急停机保护所需的开关量仪表，按双重化或三重化方式设置。各项用于停机的

压力开关至少设3个，且为独立的双接点（DPDT）压力开关，压力开关选用CCS、UE

或SOR的产品。

2.3.3热工保护及控制

（1）DEH电液调节系统满足如下技术要求

⑭额定初蒸汽参数下主蒸汽阀全开时，汽轮机的控制系统能维持汽轮机定速，并能

根据自动调节系统的指令完成汽轮机发电机转速匹配，以保证发电机能自动平衡并网。

②E任何功率下，控制系统的迟缓率不超过0.3%。

③C轮机在额定初终蒸汽参数和额定转速下突然甩去额定负荷时，控制系统能控制汽

轮机不致引起危急遮断器动作的转速范围内，甩负荷后转速能自动回复到额定转速。

欲轮机调节系统具备自带厂用电的功能。

（2）汽机安全监测仪表系统（TSI）、汽机跳闸系统（ETS）和汽机控制系统（DEH）

由供方统一供货，选型由需方确认。

2.4随机供应的阀门要求

2.4.1本规范书中包括了汽机本体及附属设备所使用各种阀门，供方配用提供的阀门

均符合国标，或ANSIB16.34,ANSIB31.1以及AWWA标准。

2.4.2阀门的选用等级及工作参数根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关

法规和标准。

243所有阀门及附件操作灵活，开启、