汽轮机技术协议

协议编码：XXX自备电厂2×330 2工程概况 23设计、运行条件与环境条件 24技术要求 5质量保证 706接口分界原则和设计分工 737供货范围 8技术资料和交付进度 9监造、检验和性能验收试验 10技术服务和设计联络 11分包与外购 12大部件情况 13附热平衡图 11.1本技术协议书适用于包铝自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程安装的2台1.2本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切的技术细节作出规定，也未供货商确定后卖方与空冷岛供货商进一步配合，1.3卖方、买方严格遵守本技术协议，如一方提出某些修改要求，以书面提出并征得对1.4在签定合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由卖方、买方共同商定。在设计优化过程中，当主机参数发生变化时而补充的变化要求，设备不加价。1.5本技术协议所使用的标准如与卖方所执行的标准发生矛盾时，卖方按较高的标准执1.6本技术协议书为订货合同的附件，与合同正文具有同等的法律效力。1.7本技术协议书未涉及到的条款，按招标书、汽轮机制造厂的投标书及投标过程中的1.8合同签订1个月内，按本技术协议的要求，卖方提出合同设备的设计、制造、检验1.9卖方对供货范围内的汽机成套设备系统(含辅助系统及设备、附件等)负有全责，2即包括分包(或对外采购)的产品。分包(或对外采购)的主要产品制造商事先征得买方的认可。至接口完备。铝业产业园区，该园区位于包头市东河区东部。北依大青山，南临黄河，距东河区市区、专用线。为电厂供水水源。地震烈度XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议3厂房零米海拔高度(黄海高程)1048m3.1.2设备的使用条件3.1.2.1冷却水机组使用黄河水作为补充水。辅机冷却采用开式循环冷却水(黄河水)和闭式循环冷却水(除盐水)两种水源。(1)开式循环冷却水开式循环冷却水系统的水源为黄河水。该系统采用独立(2)闭式循环冷却水供水压力约0.3MPa(g)闭式循环冷却器设计冷却水温：30℃闭式循环冷却水最高水温：38℃3.1.2.2电厂永久性服务设施(1)开式循环冷却水系统的冷却水最高温度为35℃。(2)闭式循环冷却水系统的冷却水最高温度为38℃。(3)厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.45～0.8MPa,工作压力下的露点比工作环境的最低温度低10℃。(4)电源：交流电源供电电压6kV、380/220V;直流电源供电电压220V(动力)、220V(控制)43.2设备规范3.2.1运行条件：3.2.1.1机组运行方式按复合滑压运行或定压运行两种方式考虑。3.2.1.2机组负荷性质机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力(100%～40%范围)。机组能满足锅炉不投助燃装置最低稳燃负荷不大于35%B-MCR条件下，长期安全稳3.2.1.3机组年运行模式机组年利用小时数不小于7000小时；年平均运行小时数不小于7500小时。序号电负荷(MW)运行小时发电利用小时1100%额定出力275%额定出力3≤50%额定出力4总计3.2.1.4给水泵配置3.2.1.5回热系统机组回热系统采用一次再热系统，三级高压加热器，一级除氧器和三级低压加热器组成七级回热系统。高压加热器疏水逐级自流进入除氧器，低压加热器疏水逐级自流到排汽装置。汽轮机排汽冷却方式为机力通风直接空冷。3.2.1.6旁路的设置机组设置35%B-MCR(容量暂定)高、低压两级串联简化功能旁路，主要用于机组启3.2.1.7负荷变化率XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议53.2.1.8发电机3.2.1.9删除3.2.1.10起动、并网和带负荷热态等不同起动条件下与锅炉、旁路参数配合的要起动曲线，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；从在定一滑—定压运行方式下，定压运行的范围暂按T-MCR工况负荷的0～30%和9100%;变压运行的范围暂按30～90%;汽轮机组能在额定出力到最小负荷之间稳定运行，3.2.1.11机组布置方式室内纵向顺列布置，从机头向发电机看，排汽管道接机组运转层标高为12.6m。3.2.2主要技术规范XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议63.2.2.1额定功率：330MW(纯凝汽工况)3.2.2.2汽轮机参数汽轮机形式：亚临界蒸汽参数、一次中间再热、采暖抽汽汽式机组3.051MPa.a(THA工况)269.8(THA工况)顺时针方向再热系统压力损失(高压缸排汽与中压主汽门入口的压差)10%。3.2.2.3锅炉参数过热器出口蒸汽温度再热器出口蒸汽温度3.2.2.4发电机参数(见发电机技术协议)3.2.2.5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3.2.2.6机组布置方式XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议7汽轮发电机组室内纵向布置，润滑油管道及油箱布置在右侧(自汽轮机向发电机3.2.2.7机组的输出功率机组输出功率=发电机输出端功率一非同轴励磁功率一非同轴主油泵消耗功率。3.2.2.8机组工况定义3.2.2.8.1额定工况(铭牌工况TRL)(1)工况条件b.汽轮机低压缸排汽压力为32kPa.a,纯凝汽运行；c.补给水率为3%;e.发电机额定功率因数为0.85(滞后),发电机冷却器进口水温38℃。(2)工况要求：在上述工况条件下，汽轮发电机组在寿命期内保证能安全连续运行。TRL工况下，汽轮机进汽量1107.6t/h,机组输出额定功率330MW,热耗值8645(1)工况条件a.主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量等于能力工况进汽量，蒸b.汽轮机低压缸排汽压力为13.5kPa.a,纯凝汽运行；c.补给水率为0%;e.发电机额定功率因数为0.85(滞后),发电机冷却器进口水温26℃。(2)工况要求：在上述工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议8热耗值8213kJ/kW.h,此工况作为最大连续出力的考核值(1)工况条件a.汽轮机进汽调节阀门全开b.主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量不小于105%的能力工况c.汽轮机低压缸排汽压力为13.5kPa.a,纯凝汽运行；d.补给水率为0%;f.发电机额定功率因数为0.85(滞后),发电机冷却器进口水温26℃。(2)工况要求：此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全稳定运行，此机组输出功率366.2MW。此时汽轮机进汽量达到锅炉B-MCR工况流量，并不小于105%3.2.2.8.4汽轮机THA工况(1)工况条件b.汽轮机低压缸排汽压力为13.5kPa.a,纯凝汽运行；c.补给水率为0%;e.发电机额定功率因数为0.85(滞后),发电机冷却器进口水温26℃;(2)工况要求：此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续经济运行；此工况的汽轮机进汽量为1026.1t/h,热耗保证值8223kJ/kW.h;此工况作为汽轮机热XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议93.2.2.8.5阻塞背压工况(1)工况条件a.主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量为TRL工况进汽量，蒸汽b.汽轮机低压缸排汽压力为8.04kPa.a,纯凝汽运行；d.补给水率为0%;e.发电机额定功率因数为0.85(滞后),发电机冷却器进口水温20℃;(2)工况要求：当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背3.2.2.8.6额定采暖抽汽工况(1)工况条件b.额定抽汽：压力0.4MPa.a(0.35～0.5MPa.a),抽汽量400t/h;c.补给水率为0%;发电机冷却器进口水温26℃;d.汽轮机低压缸排汽压力为13.5kPa.a;(2)工况要求：此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；汽工况。此工况下汽轮机的进汽量为额定工况进汽量，机组输出功率为272MW,热耗值为6453kJ/kW.h。XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议3.2.2.8.7最大采暖抽汽工况(1)工况条件b.最大抽汽：压力0.4MPa.a(0.35～0.5MPa.a),抽汽量600t/h;c.汽轮机低压缸排汽压力为13.5kPa.a;e.补给水率为3%;发电机冷却器进口水温26℃;(2)工况要求：此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；汽抽汽能力的工况，此工况下汽轮机的进汽量为1163t/h,机组输出功率为279.3MW,热耗值为5532kJ/kW.h。3.2.2.9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，与汽轮倍，这个蒸汽流量称为锅炉的最大连续蒸发量(BMCR)。3.2.2.10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3.2.2.11汽轮机在主汽、再热蒸汽、背压为额定值，高加全部切除的凝汽工况条件下，3.2.2.12卖方提供上述工况下的热平衡图。4技术要求汽轮机采用先进的、成熟的、可靠的技术，其所有零部件卖方承诺与电机厂积极配合并由卖方技术归口完成汽轮XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议汽轮机额定设计背压允许买方经最终的冷端优化后修定，4.1性能要求4.1.1汽轮机本体设备性能要求额定设计背压允许买方根据最终冷端优化后修定，卖方承4.1.1.1汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出铭牌功率(即额定功率)330MW,此工况称为汽轮机的铭牌工况(TRL),其进汽量为铭牌进汽量。汽轮机低压缸排汽压力为功率因数一次冷却水温8645kJ/kw.h(TRL工况)4.1.1.2汽轮机的最大连续工况(T-MCR)扣除静态励磁所耗功率。此工况下汽轮机的进汽量等于铭牌工况(TRL)下的进汽量，该工况下出力将作为补给水率0%;XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议所规定的最终给水温度274.7℃发电机效率功率因数一次冷却水温4.1.1.3汽轮发电机组能在调节阀全开(VWO工况),条件同3.2.2.8.3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工况(VWO工况)。4.1.1.4当机组功率为额定功率时，条件同3.2.2.8.4时，称为机组的热耗率验收工况4.1.1.5额定抽汽工况补给水率0%;所规定的最终给水温度269.5℃功率因数0.85;计算热耗率额定抽汽量4.1.1.6阻塞背压工况背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机额定进汽量下的阻塞背压。进汽量为1107.6t/h时，阻塞背压为8.04kPa.a。(1)额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，满足所规定的汽水品质；(2)补给水率为0%;(3)对应该工况的设计给水温度；(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、额定氢压、额定电压、额定频率。卖方提供阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。4.1.1.7卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，有明确的说明。汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压55kPa(a),跳闸背压65kPa(a)。机组允许连续运行的最高满发背压为48.8kPa.a,此时机组负荷为330MW,汽轮机组排汽压力升高到报警背压55kPa.a,允许机组带80%以上负荷持续运行。机组跳闸背压为65kPa.a,背压低位报警后机组允许运行15分钟。汽轮机排汽压力低于55kPa.a时，允许机组持续运行。汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：(1)发电机出口母线突然发生两相或三相短路或单相短路重合或非同期合闸时所(2)汽轮机甩负荷后，允许空转时间为15分钟，甩负荷至0负荷或厂用电负荷，(3)汽轮机能在额定转速下长时间空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间完全XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议能低负荷连续运行。汽轮机低压排汽最高允许运行温度为<110℃。(5)汽轮机允许在制造厂提供的最低功率至额定功率之间带调峰负荷或两班制运4.1.1.8汽轮机保证使用寿命不少于30年，卖方保证30年内汽轮机寿命消耗不大于75%。冷态起动高压内缸金属温度下降至120℃以下120次温态起动高压内缸金属温度下降至120℃以上，400℃以下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)50次负荷阶跃≥10%额定功率/分钟4.1.1.9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)能满足承受电力系统的各种扰动的冲击(如制造厂在T-G轴系扭应力设计时，考虑电网的电气故障对轴系的影响，提交轴系扭(1)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%。(2)在发生两相故障的切除与重合时，对T-G轴的寿命损耗最多为0.5%。(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%。(1)发电机出口三相或两相短路，疲劳损耗最大值1.5%。(2)90～120°误并列，疲劳损耗最大值1%。(3)近处短路及切除，切除时间小于150ms时，疲劳损耗0.5%。(4)切除时间大于150ms时，疲劳损耗1%。予以规定。保证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。连续运行天数不少于180天(非制造质量造成的停机事故除外)。强迫停运率不得超过1.5%,停机时间不超过112.5小时。命消耗的百分比、工况下总寿命消耗百分比见下表。启动方式次数总寿命损耗冷态3温态热态极热态正常停机甩负荷(带厂用电)负荷阶跃汽轮机辅机及主要配套设备和主机具有同等寿命。4.1.1.10卖方提供机组的允许负荷变化率满足下列要求：(3)从20%T-MCR以下每分钟不小于2%4.1.1.11机组在整个寿命期间内在周波48.5～50.5Hz的范围内持续稳定运行。根据系频率(Hz)允许运行时间累计(min)每次(sec)不允许运行连续运行不允许运行限制值主蒸汽压力任何12个月周期内的平均压力例外情况下允许偏离值，但12个月周期内冷再热压力热蒸汽温度例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积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小时表中：(1)PO、Pr各为主蒸汽及再热蒸汽的额定压力；(3)温度限值只适应于t≤538℃的情况。4.1.1.13卖方提供汽轮机启动和正常运行时，主蒸汽及再热蒸汽温度两者之间的允许偏差值。正常工况下非正常工况下备注蒸汽和再热蒸汽的温差≤28℃热蒸汽温度低于主蒸汽温度正常工况下一般来说，这些限制是在接近满负荷时使在这种情况下，当接近空负荷时，温差可达≤83℃,4.1.1.14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。4.1.1.15汽轮发电机组轴系的固有扭振频率在0.9～1.1和1.93～2.07倍工作频率范围之外。4.1.1.16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，以使机组具有较高的稳定性。XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议汽轮发电机组轴系各阶临界转速避开工作转速±15%。轴系临界转速值的分布能保4.1.1.17卖方提供的转子保证汽轮机在所有稳定运行工况下(转速为额定值时)运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直、轴向、横向均不大于0.02合有关的规范。在任何轴颈上所测得的两个方向相对0.076mm,各转子轴系在通过临界转速时轴承双向振幅振动值不大于报警值(0.15mm)。4.1.1.18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或带厂用电压至报警背压范围内，至少具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损4.1.1.20汽机超速试验时，汽机能在115%额定转速下作短期空负荷运行，这时任何部温升、焓增等)。提供机组各种校正曲线及有关说明；卖方提供汽轮机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，从额定负荷到锅炉线以及滑参数停机特性曲线。曲线中至少包括主蒸汽、再热蒸汽的压力、温度、流量、4.1.1.22卖方还提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。4.1.1.23热耗和汽耗率保证值卖方按下式计算汽轮发电机组在THA工况条件下的净热MXXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程H主汽门入口主蒸汽焓高压缸排汽焓H中压主汽门入口的蒸汽焓最终给水焓发电机终端输出功率当主油泵不在汽轮机轴头时，为主油泵消耗功率THA工况的保证热耗作为机组热耗验收值，卖方提供最高值及偏差。4.1.1.24机组各种工况的净热耗率及汽耗率如下：序号排汽压力kPa.a净热耗率工3203040575%THA工况650%THA工况了8阻塞背压工况09高加停用工况带厂用辅助蒸汽工况0最大供热抽汽工况0注：带厂用辅助蒸汽工况暂按四段抽汽50t/h、五段抽汽50t/h,下阶段再行配供进行热耗值的测量、计算、校正时用的有关规程、规定ASME-PTC6.1,测定热耗值的仪4.1.1.26汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力详见下表：正常最大工况应力高压前轴颈中压后轴颈发电机前轴颈发电机后轴颈中、低压对轮螺栓高中压转子材料30Cr1Mo1V,屈服强度590MPa,许用应力340MPa;30Cr2Ni4MoV,屈服强度760MPa,许用应力438MPa;40Cr1MolV,屈服强度655MPa,许用应力378MPa。XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议各加热器端差如下表(加热器号按抽汽压力由高至低排列)1#高加2#高加3#高加5#低加6#低加7#低加上端差℃00下端差℃再热器及管道压损10%,1、2段抽汽压损3%,其余各段抽汽压损5%。4.1.1.28VWO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。4.1.1.29距汽轮机化妆板外1米，汽机运转层1.2米处，所测得的噪声值低于85分贝(A声级),对于其他辅助设备不大于85分贝(A声级)。4.1.2汽轮机本体系统要求4.1.2.1汽轮机控制用抗燃油系统(1)抗燃油系统液压油采用高压抗燃油，该系统至少包括液压油箱、两台100%容生装置及再生泵，加热器、加热循环泵，油温调节装置(留有远方控制接口)、泵进口(2)抗燃油液压系统各接油部件采用不锈钢管和不锈钢配件。随该系统提供的热电源时(小于5秒钟),可不使汽机跳闸。(3)当运行泵发生故障或油压低时，备用泵能自启动。卖方提供低油压开关及自动停机开关(进口)。(4)提供250%容量的进口抗燃油(其中150%为备用)。(5)油温调节装置(进口)包括一次元件及控制设备。提供液压油系统就地仪表XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议(6)在适当位置设置抗燃油取样点及装置。(7)抗燃油冷却器的冷却水采用闭式循环冷却水，根据汽轮发电机组在设计冷却水流量和38℃冷却水温、水侧清洁系数为0.85、管子堵塞5%情况下的最大负荷设计，(8)抗燃油油冲洗滤网规格采用3μm,正常运行配置滤网规格采用10μm。4.1.2.2汽轮机润滑油系统(1)油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，保证在启动、停机、正常运行(2)润滑油系统包括主油箱、主油泵、交流润滑油泵(选用防爆电机)、直流润滑油泵、储油箱、顶轴油系统及顶轴油泵(选用防爆电机)、两台100%的容量的冷油器(板式)、两台100%的容量的排油烟风机、套装油管、阀门、管道、仪表(进口、包括主油箱真空表、油压遮断试验装置的电磁阀、压力开关)及所需全部附件(例如回油管上的窥视孔、温度计插座和进油管上的活动滤网等)。该高低压油位报警开关。卖方提供润滑油油温热电阻(Pt100)、冷油器进、出(3)主油箱容量能保证当厂用交流电失电、冷油器断冷却水的情况下停机时，仍能保证机组安全惰走，且不需要应急冷却水。此时，润滑油箱中的油温不超过75℃,并保自动切换备用。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控设备(包括就地热电阻温度计)。XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议(5)调节系统采用抗燃油与润滑油完全分隔开。汽轮机油系统管道采用套装油管其中压力油管道及附件如工作压力低于1.6MPa,则其最低承压不低于2.5MPa进行设计。(6)整个油系统中的管道、附件均采用不锈钢材料，所有承压管(7)所有润滑油系统的泵组设计要满足自动启动、遥控及手动起停的要求。设有停(8)提供2台冷油器(板式),采用开式循环冷却水。运行冷却水温度35℃,冷却水压力0.3～0.5MPa(g)。在设计冷却水量、最高冷却水温35℃、水侧清洁系数为0.85、(9)在凡有可能聚集油气的腔室，如轴承箱、回油母管等，设有排放油气的设施。(10)从汽轮机结构和系统设计上，防止汽水因轴封漏汽等原因进入油中的措施如(11)油系统各项设备包括管路按油系统清洁标准进行施工，彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理(不准涂刷防腐漆)后再妥善套提供(用于联锁保护的表计要求进口)。XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议(12)卖方提供润滑油牌号及数量，提供油系统清洁度的标准及指标，提供在安装和(13)油系统所有的控制装置、开关、指示器和报警装置等，均安装在就地表盘上，(14)汽轮机、发电机的润滑油系统由卖方技术总负责，协调汽轮机与发电机之间的配合、接口工作。润滑油系统的布置方案需设计院确认，供货(15)每台机组设有一套润滑油净化处理系统对汽轮发电机组的润滑油进行在线净化，卖方提供接口。润滑油净化装置不属于卖方的供货范围卖方提供设有净油和污油分隔开的储油箱，每个油箱的容量不小于一台机组全部油量的120%。4.1.2.3顶轴系统(1)顶轴系统的设计，要求能向每个轴承注入高压润滑油，形成静压油膜，托起(2)顶轴油泵为2×100%高压柱塞泵，1台运行，1台备用，向汽轮机及发电机各轴承供油。布置于合适的位置，保证可靠地运行并防止漏油。(3)顶轴油泵设置并提供断油或低油压保护装置，以保证顶轴油泵不受损坏。顶轴油系统设置安全阀以防超压，油系统管路须采用不锈钢管。(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，以了解轴承运行情况。每个轴承顶轴油管路中要配置逆止阀及固定(5)顶轴油泵与主机之间设置联锁保护。(6)顶轴油泵入口油来自冷油器出口，入口设置滤网并设有排污装置，入口有开关信号并传至DCS,以保证顶轴油泵不受损坏。卖方提供顶轴油泵入口滤网，提供相应(7)顶轴油系统设置有调整各轴瓦顶轴油压的调压阀。4.1.2.4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，并能在正常油压下以足够的转速建立起轴承油膜，盘车转速为4.29r/min。(2)盘车装置的设计能做到自动退出而不发生碰撞，并且不可再自行投入。盘车(3)保护系统中设有一套压力开关(进口)和压力联锁保护装置，可防止在油压建立之前投入盘车。盘车装置运行中如发生供油中断(4)提供一整套盘车装置，包括供手动盘车用的手动曲柄、盘车电流表等。在汽使运行人员在控制室对盘车进行监控。提供盘车控制柜(实现就地启停),包括手动操纵机构、盘车电流表等，并提供硬接线与通讯接口至DCS。卖方所供的PLC必须提供正(5)盘车大齿轮设置防鼓风罩壳。4.1.2.5轴封蒸汽系统(1)轴封蒸汽系统是自动控制的，并有防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，该系统设有轴封压力调整装置(进口)、溢流泄压装置(进口)和轴封抽气装置。轴封系(2)轴封用汽进口处设有可拆卸的永久性滤网。(3)轴封系统上配置一套可靠的调压、调温装置，采用DCS远传控制，以满足向高中压缸和低压缸各轴封的供汽参数要求。提供测温(热电偶)、测压元件。(4)设一台100%容量的轴封蒸汽冷却器，满足空冷机组特点的要求。(5)系统配置两台100%容量的电动排气风机，互为备用，布置在轴封蒸汽冷却(6)轴封用汽系统包括轴封汽源切换用的电动隔绝阀、减压阀、旁路阀、泄压阀和其他阀门以及滤网、仪表(远传、就地)、减温设备(减温水调整阀进口)和有关附(7)卖方提供轴封系统图和系统说明书并提出轴封用汽的参数要求。(8)卖方提供轴封系统的控制要求。提供接至集控室测量和控制所需的传感器、(9)卖方提供轴封系统所有管道(包括所有管道的疏放水、放气管道)、管件、阀门(包括所有管道的疏放水、放气阀),具体材料数量由设计院设计完成轴封系统管道后提供给卖方，卖方收到设计院提供的材料清单后以书面形式确认按材料清单供4.1.2.6汽轮机疏水和排汽系统(2)疏水系统疏水阀采用气动执行机构，并具有保护功能(断电、断气、断信号)开，所有抽汽的疏水阀能自动处于保位位置。公称压力大于等于4.0MPa的疏水管道上装设两道串联阀门，一道为手动阀门，一道为气动阀门(进口)。汽轮机本体疏水系统系统包括但不限于下列各项：b.主汽门、调节汽门上下阀座的疏水。g.排汽装置阀门和排水阀门的疏水。(3)提供高压和低压本体疏水扩容器(内置),以分别接受高低压疏水。(4)排汽系统能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。另外，该(6)排汽系统能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。机组解列(7)卖方提供汽轮机本体疏水和排汽系统中的全部设备、管道、管件、阀门等。4.1.2.7汽轮机事故跳闸系统(1)汽轮机设有成熟可靠的超速保护系统，防止超速。它提供双通道保护，两个通道全为电气通道，动作值为额定转速的109%～111%这两个通道可以周期性地进行在线实验。危急保安器至少有2套，其中1套为机械式，另1套是电子式。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，(2)危急保安系统的跳闸系统设有联锁保护，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和再热汽阀完全关闭的时间小于0.3秒(含延迟XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议时间)。各级抽汽逆止门的紧急关闭时间小于0.5秒。(4)汽轮机组分别在主控制室操作盘及就地设置手动紧急停机操作装置。(5)汽机自动保护装置至少在下列条件下(不限于此，卖方说明)关闭主汽门、a.汽机的转速超过危急保安器动作转速。b.低压缸排汽压力高于制造厂给定的极限值。g.中压缸排汽压力超过极限。h.轴承振动及轴振动值达到危险值。j.汽缸胀差超极限.k.转子胀差超过极限值。1.轴瓦温度超极限n.手动方式。(6)卖方提供防止汽轮机进冷汽和汽水的测量和控制装置，符合ASME标准中防(7)卖方负责提供ETS系统与DEH系统接口。(8)和旁路控制系统的控制、安装接口，卖方积极配合设计院开展工作，提供必(9)卖方充分考虑旁路参与汽轮机中压缸的保护问题。汽轮机设置必要的防火设备及防火措施。4.1.3保温和保温罩4.1.3.1卖方负责汽机本体、附属设备及本体所有管道及附件的保温设计，并向买方提保温材料由买方自行购买。汽机本体及附属设备的保温工作包括(但不限于)高、中压4.1.3.2在正常运行工况下，当环境温度≤27℃时，汽轮机设备及管道保温层表面温度不超过50℃。当环境温度>27℃时，保温表面温度与环境温度差值小于25℃。4.1.3.3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制造厂家的要4.1.3.4所有管道、汽缸使用优质保温材料。保温材料中不允许含有石棉等对人体有害4.1.3.5卖方提供汽轮机本体外壳护罩。护罩有隔音、照明等功能，并且有适当的检修4.1.3.6对于主汽门，再热主汽门等需拆卸部分的保温采用毡式保温材料，并配有可拆4.1.3.7提供所需的全部固定保温材料用的保温钩、支架等全部金属件及附件。4.1.4随机供应的阀门要求4.1.4.1技术协议中包括了汽机本体及附属设备所使用的各种阀门，卖方配供的阀门均4.1.4.2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。本体范围内的所有调节阀、疏水阀的泄漏等级不低于ANSIBI6-104的IV/V(常关)级。抽汽止回阀(气动)采用进口设备，遵守API标准，卖方选择不少于3XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议4.1.4.3所有阀门及附件都操作灵活，关闭严密，开启和关闭速度稳定，无内漏。为防或高于250℃取样门采用进口双一次门)。就地排气或疏水阀采用V形截止阀和球形阀。4.1.4.5所有阀门的电动装置，均提供该装置的接线图和安装使用说明书。所有控制用4.1.4.6所有电动门及电动调节阀执行机构均采用非总线的机电一体化产品(阀门为进口阀门，执行机构同样采用进口产品),调节阀能够接受4～20mADC控制信号，并有4~4.1.4.7卖方所供气动执行机构、气动调节阀采用进口产品，具有断信号、断气源、断4.1.4.8卖方所供的电磁阀采用进口产品。4.1.4.9凡卖方供应的电动门、执行机构、阀门至少列出三个制造厂家，由买方确认。4.1.4.11为防止电动阀门在开启或关闭时过调，所有电动阀门都设置过力距闭锁开关4.1.4.12每只阀门都带有就地开度指示表，还在阀门上明确标明流动方向。对于“锁4.1.4.13真空系统的阀门具有可靠的气密性，采用真空闸阀或真空截止阀，所采用的XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议4.1.4.14绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道上设有快速关闭的逆止阀，均采用强迫关闭4.1.4.15凡是由于热力过程的需要、起动或停机时经常操作、安装位置操作条件很差、4.1.4.16汽轮机系统进口阀门范围：本体疏水阀、抽汽逆止阀、抽汽逆止阀阀前疏水阀(P=4MPa以上)、低压缸喷水调节阀、轴封喷水调节阀、高低压本体疏水扩容器喷水4.1.4.17凡卖方需从国外进口的阀门，列出详细清单。进口阀门不得使用合作生产的产品，采购阀门的范围、规格、生产厂家、产地由买方认4.1.4.18本工程不采用基地式控制器。所有调节阀均能接受远方4-20mA指令信号，并4.1.4.19所有卖方提供的需法兰连接的阀门均提供配套反法兰及附件(包括螺栓、螺母、垫片)。4.1.5辅机设备要求4.1.5.1低压加热器卖方保证低压给水加热器的性能满足汽轮机组各工况给下加热器端差的要求(疏水和给水端差)。量进行设计，并留有~10%的流量裕量，污垢系数按0.85考虑。最大管侧流速根据阀门全开(VWO工况)热平衡与HEI标准，按所选用的材料与工XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议工况)汽轮发电机组产生最大计算负荷时，仍能满足运行要求并具有满意的性能。(3)低压给水加热器在各种工况下均能正常地运行。在水室入口、管束入口或壳体内(4)低压给水加热器壳体为全焊接结构，按全真空与抽汽压力设计，并加强，以承受(5)低加在各种工况运行时，无异常噪音，振动和变形，凝结水进口、蒸汽进口、疏水(6)低加设计时考虑的载荷。a低加由凝结段和疏水冷却段组成。b为维修方便低加设计成可拆卸壳体结构，以供抽出管束进行检修。d低加设有放气系统，即设有启动排气和正常运行排气，该放气系统能排除蒸汽停滞区内的不凝结气体，从而使加热器不被腐蚀，排气管道上的节流孔板由卖方供货。e为防止管束受冲击、振动和腐蚀，在低加设计中所有的蒸汽和疏水进口管座处f低加的所有管接口均采用焊接连接，且伸出设备筒体外表面250mm(≤Dg50的管接口除外)(8)低加设计满足下列要求a)当临近的加热器故障时，低压加热器能适b)低压加热器设有蒸汽凝结区和疏水冷却区。为控制疏水水d)低压加热器设置两个起动和连续运行分开的独立排气接口。e)低压加热器堵掉管子总数的10%,仍能达到设计参数。和一次门。提供完整的就地仪表和控制设备。其中包括液位指示表、3个高低水位报警保护联锁用的液位开关(高1、高2、低1)、压力表、温度表、液位测量筒等。g)提供的水位测量接口不小于50mm,在低压加热器图纸上标出正常水位、高水位、(9)卖方提供对应于满负荷、部分负荷、低压给水加热器退出运行的各工况的加热器实(11)加热器的汽侧压力降小于0.035MPa,管侧的压力降小于0.10MPa。(12)寿命要求a.卖方保证在不变更管束和其他主要部件的条件下，加热器与主机同寿命。b.低加及其附件的使用寿命，必须考虑到在设备使用期间经受各项环境条件的综合影响。(13)低加的随机(汽机)负荷升降率满足至少大于3℃/min的要求，而不影响低加的a.卖方提供必要的噪声处理装置，以便达到噪声控制设计目标。最平为：离开设备外表面1.0米距离处，噪声小于85dB(A)。b.若达不到上一条规定时，卖方采取防噪声措施，使其符合标准。(15)设备制造要求3.在启动过程和机组连续运行工况中，为去除集聚在蒸汽死区的非凝结气体，在4.所有疏水与蒸汽入口处，均装设冲击板，以保护管束。冲击板、护罩和其它用5.低压给水加热器的管束材料采用不锈钢(TP304),管束与管板的连接均采用胀6.装设足够数量的管束支撑板与隔板，且间距合适，避免所有运行工况下发生管7.每台低压给水加热器的设计均提供方便的通道，以便进行管板与管口检查。低8.卖方更换被发现有缺陷的管子，不允许对有缺陷的管子进行修理。9.堵管比例占管子总数的10%,且在该数下，仍能满足设计参数(T-MCR工况)。10.低压给水加热器上装有充氮保护接口。11.低压给水加热器的汽侧和水侧均设有放水阀，用于停运和检修时泄压和排尽积XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议12.低压给水加热器水侧有注水门，并在管系的最高点有放气阀，用于注水时13.所有焊接与修补焊接工艺以及所采用的焊机均是合格的，即符合GB150要求。14.焊接按GB150要求进行焊后热处理，所有用于工艺鉴定所采用的试验板材，进17.5号、6号、7号低压加热器各1台，7号低压加热器放置在排汽装置喉部，18.低加为全焊接结构，为维修方便，卖方在壳体上标有切割线，且为了切割及(16)设备材质要求a.低压给加热器的所有材料符合GB150、GB151标准规定的材料要求。b.在高PH值工况下，避免使用对氨腐蚀敏感的合金。c.卖方对包括低压加热器壳体与管束在内的设备，在制造、运输、(17)仪表和控制要求(I&C)1.低压加热器上用于就地仪表的接管咀与测孔的位置保证在流体介质稳定测量或读数是具有代表性的，且便于安装维护的位置，并符合有关规定；就地水位表1个，选用2.水位测量接口不小于50mm,压力和温度接头为25mm。XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议必须将所有水位(正常水位、高I水位、高II、高III水位、低水位、低I水位)标4.1.5.2汽轮机排汽装置4.1.5.2.1汽轮机排汽系统设置有带凝结水箱的一体化的排汽管道(以下简称排汽装置),与低压缸采用柔性联接。该装置及与低压缸连接的膨胀节(不锈钢材质)由卖方提供。设计和供货界线在排汽装置出口处，排汽管道为单根。上述装置中，在靠A列侧布置有低压旁路的三级减温减压器(2个，卖方提供),当旁路系统投入运行时，低压缸排汽温度不超过其限定值；减温器所配气动调节阀(进口)由卖方提供。两个本体疏水况下10分钟的凝结水量。凝结水出口要求设置格栅和除铁装置。空冷凝汽器来的凝结水，汽轮机本体的疏水(通过本体疏水扩容器),高、低压加热器的正常和事故疏水(通过本体疏水扩容器),除氧器溢流放水，主厂房管道疏水，低压来自主汽轮机排汽C旁路排汽(低压旁路)U高排通风阀(VV)排汽一号高加事故疏水E二号高加事故疏水EE空冷凝汽器来的凝结水CUU除氧器溢放水E五号低加事故疏水EE主蒸汽管道疏水(包括主汽阀等)EU汽封调节站溢流回汽EC注：1.C--连续U--间断E--事故备用；4.1.5.2.3低压缸内抽汽管道(在排汽缸出口至引出部分)布置以减少排汽阻力为前提，不宜平铺。旁路减温器合理布置在该装置内。4.1.5.2.4汽轮机排汽装置出口能承受来自排汽管道的推力(合力)不小于180kN,各个方向的推力不小于100kN,推力矩(合力矩)不小于180kN.m,各个方向的推力矩不小于100kN.m。当设计院提出排汽管道设计不能满足要求时，卖方有责任与设计方共同协商解决。4.1.5.2.5卖方提供的排汽装置要求具有凝结水除氧及消除凝结水过冷度的功能，以保证凝结水溶氧和过冷度符合规程要求。排汽装置出口凝结水溶氧<30ppb。4.1.5.2.6卖方提供疏水扩容器和凝结水箱的规格参数。疏水扩容器、凝结水箱和排汽装置由卖方设计、供货。疏水扩容器设置在排汽装置内，疏水扩容器的数量为2套，其XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议中的一个疏水扩容器容量能保证锅炉启动疏水，锅炉启动疏水参数如下(设计联络会锅炉冲洗水量(常温，常压水),要求排汽装置具备相应的接收能力。因为锅炉启动疏水参数较高，水量大，而且多为汽水两相流，疏水扩容器的设计要全面考虑工质的充分的扩容和冷却，同时排汽装置内部结构考虑承受锅炉启动疏水排入的冲刷承受能力。喷水减温所配气动调节阀(进口)由卖方提供。4.1.5.2.7汽轮机具备冲转时的背压≤20kPa.a。4.1.5.2.8卖方负责设计和提供排汽装置内部的7号低加的支撑及排汽装置内部的5、6、7段抽汽管道；4.1.5.2.9排汽装置的仪表控制要求：①排汽装置热井就地水位测量和接口位置能保证测量的准确性。正常水位和紧急水位控制器以及水位开关分开设置。②水位测量接口不小于50mm,图纸上标明正常水位、高水位、高一高水位和低水位。③卖方提供导波雷达液位计。④卖方提供完整的就地仪表和控制设备。其中包括液位指示表、试验插座、压力表、温度表等以及随三级减温减压器配供的温度检测元件。仪表选型和全厂监控设备选型一致并经买方认可。4.2结构、材质要求4.2.1一般要求4.2.1.1汽轮机及所有附属设备是成熟的、全新的、先进的产品，制造厂有制造相同容量机组及成功运行的实践经验。不得使用试验性的设计和部件。卖方承诺本工程直接空冷汽轮机采用成熟的330MW空冷汽轮机的模块，以适应空冷电站的气象条件、空冷系统的特点和运行模式。卖方提供的汽轮机及所有附属设备是安全可靠的、先进的。低压模块特别是末级叶片和次末级叶片进行优化。卖方所提供的空冷汽轮机是技术先进、经济合理、安全可靠、运行灵活的产品，能满足电网运行4.2.1.2汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，采用自润滑滑块滑销系统，可保证滑销4.2.1.3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4.2.1.4卖方对所有连接到汽缸上的管道，提出允许作用力和力矩的要求，以保证汽轮4.2.1.5机组设计上有防止启动时高压缸过热的措施：在高背压小流量及高负荷脱扣或失去负荷等异常运行工况(1)在高压排汽加装通风阀，出口接至排汽装置。在启动过程中，高排逆止门关(2)为避免汽轮机在高负荷脱扣或失去负荷后高压缸叶片立即出现过热，在脱扣(3)高压缸排汽温度不大于420℃,保护信号接入DEH。(4)在启动时，高压缸及主蒸汽管道的疏水阀、通风阀均全部开启，避免高压缸4.2.1.6机组配有两级串联旁路系统。旁路系统将按以下功能考虑：(1)机组启动时，利用旁路系统加快锅炉启动；(2)配合机组的高中压缸联合启动；(3)汽轮机结构设计充分考虑配有此旁路的运行方式，并配置相关的监测装置。(4)卖方提供对旁路系统的控制要求和有关技术数据以及与DCS的技术接口。4.2.1.7四段、五段抽汽除回热抽汽外还能满足各不低于50t/h(暂定)的厂用蒸汽量，4.2.1.8所有的紧固件(特别是汽缸、阀门、导汽管上的紧固件)都选用成熟可靠的材料，并保证一定的使用年限。工作温度高于450℃的紧固件，选用合金钢材质，并考虑4.2.1.9卖方提供背压限制曲线“N-Pk”,并根据旁路功能提供旁路投入时的背压限制4.2.1.10卖方对汽轮机的通流部分、排汽蜗壳等进行优化，并提供优化报告。4.2.2汽轮机转子及叶片4.2.2.1汽轮机转子采用彻底消除残余内应力的无中心孔锻造转子。4.2.2.3转子的临界转速符合第4.1.1.16条的要求。4.2.2.4卖方提供各个转子的脆性转变温度的数值，力争降低转子的脆性转变温度，至低压转子材质：30Cr2Ni4Mov脆性转变温度(FATT)低压转子外缘≤10℃4.2.2.5高中压转子采用无中心孔转子，转子相对推力瓦的位置设永久标记，以便于确4.2.2.6叶片采用最优三维设计的有运行业绩的产品，保证运行中的各项性能指标。4.2.2.7低压末级及次末级叶片具有良好的抗应力腐蚀，汽轮机设有足够的除湿用的疏4.2.2.8末级叶片采用高频淬火防水蚀。4.2.2.9轮缘上用于紧固叶根的销子有导向孔，供拆卸时钻孔之用。4.2.2.10卖方保证叶根固定尺寸准确4.2.2.11转子及叶片材料，转子重量、重心，转动惯量及转子的惯性矩GD²值如下：重量：转子(每个转子)高、中压：24456kg;低压：43529kg重心：高中压转子重心距1#轴承中心线3587mm;低压转子重心距3#轴承中心线转子的转动惯量GD²:高中压转子8984kg·m²,低压转子62580kg·m²4.2.2.12叶片在允许的周波变化范围内不得产生共振，提供中低压末级及低压次末级数值。4.2.2.13叶片全部采用自带冠形式。4.2.2.14汽轮机、发电机的轴系、靠背轮由汽机厂技术总负责，协调、处理双方配合、接口等问题。4.2.2.15转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度残余不平衡速度有效值小于4.2.3汽缸4.2.3.1高、中、低压缸的设计要保证汽机启动、运行的灵活性，使汽轮机在启动、带汽轮发电机组的安全运行，低压缸采用落地轴承座。4.2.3.2汽缸铸件经过彻底的消除残余内应力，保证汽缸结合面严密不漏气。4.2.3.3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。卖方向买方提供汽缸挖补的部位返修次数、部位，补焊方法和XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议检验结果等全部资料。4.2.3.4高压缸进汽部分及喷嘴室设计应适当加强，以确保运行稳定，振动小。进汽管密封环使用耐磨金属制成。4.2.3.5低压缸设一套有效的自动喷水系统和自动控制装置。喷水系统喷嘴选用不锈钢材质，具有良好的雾化效果，并具有可靠的防脱落措施。卖方提供低压缸喷水系统中全部设备、附件和自动控制装置(不包括外部管道)。4.2.3.6卖方设有保护机组用的低压缸排汽隔膜阀(供二片备用薄膜)、紧急跳闸措施。汽轮机排汽隔膜阀释放爆破压力限制值为34.3kPa(g)。卖方提供电动真空破坏阀、低压缸排汽隔膜阀。提供电动真空破坏阀带ESD紧急指令。4.2.3.7卖方提供汽缸、主汽门及调节汽门法兰螺栓装卸用的专用扳手及电加热装置，包括所有附件和控制设备。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。4.2.3.8汽机揭缸时，有分开汽缸结合面的设备和措施。4.2.3.9卖方保证汽缸上的压力、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。要求在不揭外缸的前提下可更换汽缸上的测点。高中压缸要求内外、上下缸均设置温度测点。4.2.3.10汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和退让间隙，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。隔板不采用铸铁隔板。4.2.3.11轴封的型式及材料选用国内已证实可行的先进技术及材料。汽轮机径向汽封、端部汽封和隔板汽封的结构能调整间隙。汽封采用东汽先进的DAS汽封，详细部套如下：a)通流部分：高中压隔板汽封、径向汽封(除调节级)采用DAS汽封、低压隔板汽封采用DAS汽封b)端汽封部分：高压端汽封(除最外3圈采用常规铁素体汽封)、高中压间汽封、中压端汽封(除最外3圈采用常规铁素体汽封)、低压端汽封采用DAS汽封。4.2.3.12汽轮机汽缸等重要部件，设4.2.3.13卖方采取有效措施，防止隔板定位块脱落。4.2.4轴承及轴承座4.2.4.1汽轮发电机组各轴承的型式确保不出现油膜振荡，轴承型式选用可倾瓦、椭圆瓦。各轴承的设计失稳转速为额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。卖方提供4.2.4.2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。4.2.4.3轴承座是水平中分式的，不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整，具有4.2.4.4任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65℃,轴承回油管上均有观察孔4.2.4.5测量轴承金属温度使用埋入式双支Pt100热电阻，并将该热电阻的接线引至汽各轴承设计金属温度不超过90℃,但钨金材料允许在110℃以下长期运行。4.2.4.6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。卖方提供测量轴承表(包括就地指示表和与瓦温同分度的远传温度表)。4.2.4.7在推力轴承的外壳上，设有一个永久性基准点，以测量大轴的位置。4.2.4.8在汽轮机前箱处设转速检测装置，至少有1个4-20mA转速信号送DCS。用于TSI系统的转速探头按三个配置，用于DEH系统的转速探头按三个配置。提供汽4.2.4.9轴承座上设置测量大轴弯曲，轴向位移、胀差和膨胀等的监测装置，该装置具有远传和就地显示功能，并注明位置号。XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议4.2.4.10在轴承座的适当位置上，装设测量轴X—Y两个方向的相对振动及轴承座的绝对振动的装置。4.2.4.11主机轴封设计合理，间隙能调整合适，材料采用较好材质。4.2.5主汽门、调速汽门、中压联合汽门、联通管4.2.5.1主汽门、中压联合汽门严密不漏。其中主汽门能承受主蒸汽的1.5倍设计压力的水压试验；中压联合汽门能够承受管道1.5倍设计压力的水压试验。4.2.5.2主汽门、调速汽门、中压联合汽门的材质等高温部件的材质满足汽轮机最高运4.2.5.3主汽门、调速汽门、中压联合汽门和外部管道材料焊接性能不一致时，提供过处理。若汽轮机各级抽汽接口材质或规格与买方的设计不4.2.5.4主汽门、调速汽门、中压联合汽门能在汽机运行中进行在线顺序试验。具备检4.2.5.5主汽门、中压联合汽门设有在启动吹管及水压试验时使用的临时堵板和阀座。4.2.5.6主汽门、中压联合汽门设有临时性及永久性蒸汽滤网。4.2.5.7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4.2.5.8机组启停时，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，均设置金属温度测4.2.5.9机组设置停机快冷强迫通风用接口。4.2.5.10主汽门、调速汽门、中压联合汽门配有指示阀门开度的装置。主汽门接点。接点容量220VAC,3A/220VDC,1A。高、中压主汽门开方向采用两对独立的常开无源接点、两对独立的常闭无源接点。接点容量220VAC,3A/220VDC,1A。4.3电气设备要求4.4仪表和控制设备要求4.4.1汽轮机本体仪表及控制要求4.4.1.1卖方的供货范围和工作范围卖方提供下列仪表和控制设备：(1)就地温度、压力、液位等测量元件。(2)汽机数字电液控制系统DEH的液压(EH)部分，包括高压抗燃油、抗燃油油泵、抗燃油油箱及管道、液压调节系统内的部套及连接净化器等。其电子控制部分包括控制机柜、控制设备、操作员站、工程师站等。卖(4)汽机事故跳闸系统ETS。卖方负责按照要求提供ETS及其与其它控制系(5)汽机安全监视保护系统TSI采用EPROMMS6000。(6)汽机盘车控制装置。(7)与汽机本体不可分割的必须随汽机配供的仪表和控制设备。(8)润滑油、抗燃油、顶轴油就地控制柜。(9)DEH、ETS、TSI具备失电报警功能(DCS软报警、声光报警)接口(接口在4.4.1.2卖方的工作范围(1)卖方提供完整的资料，详细说明对汽轮机测量、控制、联锁、保护等方面的要求。(2)卖方提供详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的报警值及保护动作(3)卖方对随机提供的热工设备(元件),包括每一只压力表、测温元件及仪表(4)随机提供的指示表、测温元件符合国际标准，且规格型号齐全，测量元件的用于远传的开关设备，包括压力开关、差压开关、流等选用进口产品，提出详细清单，开关用K(6)就地温度测量，要求采用双金属温度计。汽轮机金属壁温测量提供K分度号的铠装热电偶，并引接至卖方提供的汽机本体接线盒，引线长度满足引至本体接线盒，以便于安装维修温元件采用绝缘、铠装式，要求采用双支型。热电偶采用K分度，精度2级及以上，热电阻采用Pt100型，精度B级及以上，采用热电阻时，配供三线制的接线设备。(7)对随机提供的所有热控设备(元件)和全厂监控设备选型一致，并经买方认XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议(8)随汽轮机所供的调节阀、电动门等选用有成熟运行经验的，具有良好可控性辅机供应的执行机构、电动阀门关键部分选用进口产品，由子排采用优质进口产品。执行器能适应恶劣环境，不卡涩，矩与阀体的要求相适应，安全可靠、动作灵活配套提供的关断阀有阀门终端位置开关(电动阀还应有力矩开关),且在开、关方向各有两对独立的动合、动断接点，触点容量不小于220VAC/3A或220VDC/1A。配套的阀门电动装置和电动执行机构满足DL/T641的相关要求。采用的阀门控制设备(包括电动和气动型)的模拟量控制信号为直流4mA～20mA。模拟量信号应为直流4mA～20mA,阻抗大于1000欧。气动执行机构反馈装置电源采用位置反馈信号。电动式调节执行机构全行程时间宜为25s～40s。(9)重要的电动执行机构采用(ROTORKIQ、德国EMG、德国SIPOS5)一体化进口产品；气动调节阀采用进口气动调节执行机构，其定位器采用ABB或SIPARTPS2等定位器，带断信号、断电源、断气源保护，每个气动门机构采用(STI、ABB、FISHER)产品，最终由买方确定；国产电动执行机构采用(天仪伯纳德、瑞基设备测控有限公司、扬州电力修造厂)一体化产品，国产气动执行机构采用(中环天仪股份有限公司、天津市百乐福驱动阀门有限公司、伯纳德(天津)仪表技术有限公司)产品，最终由买方确认。(10)汽机安全监视保护系统TSI由卖方负责采购。TSI系统至少具有下列功能(不限于此):转速测量。量程一般为0～5000r/min,有0转速档可配自动盘车，并且配有键相机侧为就地转速表),以满足多点位测量和保护要求。还提供汽轮机就地转速指示表。转速探头数量满足汽轮机保护和控制要求。转速探头包括DE1个、机头转速表1个、电机侧转速表1个。键相。要求TSI双探头，能够输出两路键相信号，其中两路分别用电气专业功角测量仪和远动控制，以上两路信号由TSI的端子排输出，不能从TSI的缓冲区输出。保护信号。发电机振动由汽机安全监视保护系统TSI统筹考虑，并提供一次测量元件及·轴偏心。监测转子的弯曲值，可提供记录、报警和保护信号。·轴向位移。监测汽轮机转子和汽缸的相对位置，可提供记录、报警和保护信号。·胀差。监测汽轮机转子和汽缸的相对膨胀差，可提供记录、报警和保护信号。TSI系统采用4~20mA统一输出信号，同一信号要求输出2路，不包括该装置本身所需的信号，信号准确可靠，且具有自诊断功能。TSI功能组件安装在专用控制柜内随主机成套供货。标控制、报警、保护等接点输出，要求能各送出3付无源接点，容量为～220V,3A。该装置留有与汽机电调、协调控制系统CCS、汽机振动诊断系统、常XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议卖方负责所提供的TSI设备在汽机本体上的安装设计和技术接口以及安装支架等。4.4.1.3汽机事故跳闸系统ETS总体要求卖方提供的汽轮机紧急跳闸系统(ETS)应至少具有同等功能和规模的系统成功应用实绩，并在投标时提供业绩表。汽轮机紧急跳闸系统(ETS)应采用成熟产品，产品汽机事故跳闸系统应采用可编程序控制器PLC或与DCS一体化方式(如DCS具备实现ETS功能则优先)实现，ETS随主机成套供货。为保证汽机事故跳闸系统ETS的可靠流配置),最终品牌由招标方确认。卖方供货范围内的各电子装置、网络系统、处理器机柜卖方应提供全套资料、图纸，并详细说明其供货范围、工(1)汽轮机设有成熟可靠的超速保护系统，防止超速。它提供双通道保护，两个通道全为电气通道，动作值为额定转速的110%～112%这两个通道可以周期性地进行在线实验。危急保安器至少有2套，其中1套为机械式，另1套是电子式。复位转速高于(2)危急保安系统的跳闸系统设有联锁保护，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和再热汽阀完全关闭的时间应小于0.3秒。各级抽汽止逆门的紧急关闭时间应小于0.5秒。(4)汽机自动保护装置应至少在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、再热蒸汽门、紧急停机，并准确提供以下极限或整定值。.汽机的转速超过危急保安器动作转速。.低压缸排汽压力高于制造厂给定的极限值。中压缸排汽压力超过极限.润滑油压下降超过极限值。.EH油压下降超过极限值。.转子轴向位移超过极限。.高压缸排汽温度超过极限。.轴承水平、垂直振动超极限.汽轮机真空低于制造厂给定的极限值.汽缸胀差超极限转子胀差超过极限值。.轴瓦温度超极限.用户停机接口(5)卖方提供防止汽轮机进冷汽和汽水的测量和控制装置，符合ASME标准中防汽机进水的推荐措施。(6)卖方应负责提供ETS系统与DEH系统，和旁路控制系统的控制、安装接口，并积极配合其它系统开展工作，提供必要的资料，参加有关联络会议，解决有关问题等。(7)卖方充分考虑旁路参与汽轮机组启停过程中的保护问题。汽轮机组分别在主控制室操作盘及就地设置手动紧急停机操作装置。(8)ETS供货范围明细：(见供货范围)4.4.1.4汽机数字电液控制系统DEH(1)总体要求在投标时提供业绩表。汽机数字电液控制系统(DEH)应采用成熟产品，产品选型由买非一体化，则单台机组配两台，不引起商务变化)。卖方在合同双方商定的分散控制系确定的机组DCS制造厂商超出合同双方商定的分散控制系统制造厂系统提供与DCS的通讯接口(包括硬件和软件),以便通过机组DCS的操作员站来完成DEH的监视和操作。提供的通讯接口支持RS232C,RS485/422和以太网方式连接，使用通讯协议。通讯接口为双向冗余(包括冗余通讯接口模件),影响。系统与机组DCS的数据通讯可靠并具有快速响应/更新时间(<=1秒)。上述两种同时，卖方在DEH内设置防火墙，对DEH网络与所有外端口)进行实时在线监视，有效防范外部系统的非法入侵和信息窃取。卖方提供的电子装置机柜、操作员站和工程师站，能接220V±10%,50Hz±2.5Hz的单相电源。这两路电源中的一路来自不停电电源(UPS),另一路来自厂用保安段电源。要求卖方配置相应的冗余发生电源切换时能够使电子装置正常稳定运行。障时自动切换到另一路，以保证任何一路电源的故障均不会导缘材料，所有绝缘材料(包括绝缘螺栓、螺帽)均由卖方供货，并提供详细的安装指导入卡上。单个I/0模件的故障，不能引起系统的故障或跳闸。DEH有20%的I/0余量。系统故障或电源丧失时，其输出确保汽机趋于安全状态。(2)具体要求1)汽机电液控制系统至少包括以下功能，但不限于此。·汽轮机转速和负荷控制，包括转速、转速变化率、负荷及负荷变化率设定和控制。·供热抽汽控制·汽轮机热应力计算和监视·阀门在线试验·汽机运行工况监视·汽机自启/停功能DEH满足机组各种启动方式，能适应冷态、温态、热态、极热态工况下的各种启动要求。提供满足机组各种启动要求的启动程序汽轮机高中压调节阀(主汽阀)的位置反馈信号是双重的。高中压主汽阀的位置开为连锁停止发电机和锅炉的触点信号。每个主汽门关方向行程开关至少配置4NO/NC(4个动合和4个动断)。汽轮机厂在DEH的清单内标出哪些测点是汽机热应力计算必须的，同时明确标出其XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议的电源，卖方还提供ETS系统遮断回路电磁阀的电源，每路电源设有单独电源开关。模件具有20%备用点，具有15%备用插槽，各类I/0模件还包括10%备用模件，不足一件按一件考虑。DEH硬件由买方最终确认。旁路控制系统(BPS)、汽轮机安全监视仪表(TSI)等)的2~3个独立通讯接口(采用2~3独立冗余通讯模件，通讯电缆由卖方提供),其采用通讯协议和控制系统定义在设计联络会确定。4)卖方提供详细的电调装置功能技术规范书及其详细的控其它有关图纸资料，并提供DEH的输入/输出清单和与单元机组DCS的通讯规约。所有5)删除6)卖方还负责提供与ETS的通讯接口(包括硬件和软件),以便能通过DEH的操作员站来获取汽机运行状态相关信息和进行汽机保护通道试验。提供的通讯接口支持通讯接口为双向冗余(包括冗余通讯接口模件),冗余的通讯接口在任何时候都同时工XXX自备电厂2×330MW空冷发电供热机组工程汽轮机技术协议作。其中的任一通讯接口故障不对过程监控造成影响。与ETS的数据通讯可靠并具有快速响应/更新时间(<=2秒)。a)该装置提供排汽装置真空低卸负荷功能。DEH监视的重要参数采用三重测量，至少包括下列几项：转速、功率、挂闸、并网、主蒸汽压力、第一级压力、连通管压力等。DEH的可用率不低于99