您的当前位置：首页汽轮机设备技术协议

汽轮机设备技术协议

来源：小侦探旅游网

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议

附件一：编号：HNSD－LY－002

华能临沂发电有限公司

2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程

汽轮机设备技术协议

（含凝汽器、低加）

买方：华能山东发电有限公司华能临沂发电有限公司

卖方：东方电气集团东方汽轮机有限公司设计院：山东电力工程咨询院有限公司

二○○九年六月

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议

第一章技术规范

1 概述

1.1本技术协议适用于华能临沂发电公司热电联产上大压小工程汽轮机组，它包括本体及辅助设备的功能设计、结构、性能、安装、运行和试验等方面的技术要求。本工程汽轮机采用超临界、一次中间再热抽汽凝汽式汽轮发电机组，容量为350MW。

1.2 本技术协议仅规定了最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方保证提供符合本技术规范书和工业标准的、功能齐全的优质产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。如卖方未对本技术协议书提出书面异议，则认为卖方提供的设备和服务完全符合本技术协议的要求。 1.3删除。

1.4 在签订合同之后，买方有权因规范标准和规程发生变化等原因而提出一些补充要求，双方协商确定。

1.5卖方执行本技术协议所列标准，有不一致时，按较高标准执行。卖方在设备设计和制造中所涉及的各项规程、规范和标准必须遵循现行最新标准版本。

1.6卖方对提供的成套系统设备（含辅助系统与设备），包括分包（或采购）的产品，负有全责。分包（或采购）的产品制造商须事先征得买方的认可。

1.7 机组按照“以热定电”的原则设计。卖方须在结构设计和调节控制设计上充分考虑供热机组的特点，并对此提出专门说明。

1.8卖方须给出机组在供热工况下的进汽量、电负荷和抽汽压力、温度、流量曲线及说明。

1.9本工程设计采用KKS编码标识系统，故卖方供货范围内所有的设备、阀门、控制设备、仪表等均在最终版的图纸及供货实物上标明其KKS编码，具体内容在以后的配合中确定。 2 设备运行环境条件（1）厂址条件

厂址：临沂市罗庄区盛庄镇设备安装地点：汽机房内气温：

累年平均气温为 13.4℃。累年平均最高气温为 18.9℃；累年平均最低气温为 9.0℃。

累年极端最高气温为 41.6℃，发生于 2002年 7月 15日；

累年极端最低气温为 –16.5℃，发生于 1957年 1月 18日和1969年2月6日。降水：

累年年平均降水量866.5mm。

累年年最大降水量1417.3mm，发生于1960年；累年年最小降水量523.3mm，•发生于1981年。

累年最大24小时降雨量429.0mm，发生于1993年8月4日～8月5日（临沂盛庄镇雨量站资料）；累年最大10分钟降雨量35.0mm；发生于1994年8月2日；累年连续一次最大暴雨量429.0mm，•历时22小时；

累年连续最长降雨天数12天，相应雨量为692.1mm，发生于1957年7月6日～27日。蒸发：

累年平均蒸发量为 1734.3mm。

累年最大蒸发量为 2220.1mm，发生于 1981年；累年最小蒸发量为 1345.5mm，发生于 2003年。气压及湿度

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议累年平均气压为 1008.0hPa。累年平均水汽压为 12.8hPa。

累年最大水汽压为 40.9hPa，发生于 1951年8月 7日；累年最小水汽压为 0.2hPa，发生4年4个月4天。累年平均相对湿度为 68％；

累年最小相对湿度为 0，发生于 1984年2月 1日和1955年5月 7日。风速：

累年平均风速为2.6m/s。

累年最大风速为 24.0m/s，发生于 1962年11月19日。累年全年主导风向为NNE和NE，相应的频率为11％；累年冬季主导风向为NNE和NE，相应的频率为14％；累年夏季主导风向为E，相应的频率为12％。其它天气现象：

累年最大冻土深度 40cm，发生于 1980年 2月 10日；累年一般冻土深度 16cm。

累年最大积雪深度 25cm，发生于 1964年 2月 15日；累年一般积雪深度 6cm。

累年最多雷暴日数51天，发生于1964年。累年最多雾日数59天，发生于1999年。累年最多沙暴日数4天。

累年最多大风（≥8级）日数61天。

累年最多日照时数2728.0h，发生于 1992年。累年平均日照百分率 55％。

累年最多结冰日数117天，发生于1973～1974年；累年平均结冰日数91.8天。设计风速及气温：

30年一遇10m高10min平均最大风速为23.2m/s；50年一遇10m高10min平均最大风速为

24.43m/s。风压取值建议采用《建筑结构荷载规范》推荐值为40×0.01kN/m。

根据临沂气象站1951～1999年共49年极端最低气温系列资料，采用P～Ⅲ型频率曲线法、耿贝尔适线法等两种方法进行分析计算，综合分析采用P～Ⅲ型频率曲线法的计算结果，即30年一遇最低气温为 -16.9℃。（2）设备使用条件

机组运行方式定—滑—定（复合滑压运行）

负荷性质机组具备带基本负荷和调峰的能力。迟缓率小于0.06%，一次调频功能死区不大于±2r/min，一次调频功能负荷限制幅度不小于额定容量的±8%

机组布置方式室内纵向顺列布置，从汽机向发电机方向看，锅炉在左侧机组安装检修条件机组运转层标高12.6m 冷却方式单元制自然通风塔二次循环

冷却水源城市中水周波变化范围 48.5～50.5HZ 3 设备主要参数 3.1 基本参数

（1）铭牌出力350 MW

（2）机组型式超临界、一次中间再热、二缸二排汽、抽汽凝汽式（3）额定参数

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议主蒸汽压力24.2MPa(a) 主蒸汽温度566℃

再热蒸汽压力 3.942 MPa(a) 再热蒸汽温度566℃

额定采暖抽汽量 400t/h 最大采暖抽汽量 550 t/h

额定采暖抽汽压力 0.43(～0.43)MPa(a) (调整抽汽，抽汽压力调整范

围为0.3～0.6 MPa(a) )

采暖抽汽温度～252℃

旋转方向顺时针方向 (从汽轮机向发电机端看) 给水温度～282 ℃（TRL）

THA工况背压 4.9kPa(a)

THA工况热耗 7603KJ/KWh TRL工况背压 11.8kPa(a) 额定转速3000r/min

冷却水温（设计水温）20℃

夏季平均水温 33℃ 最高水温 38℃ 外形尺寸：

长度（包括罩壳） 19.2m 高度（包括罩壳） 8.4m 宽度（包括罩壳） 6.6m 3.2 热循环

一次再热与三级高压加热器，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。卖方在设计时考虑供热抽汽工况各级加热器疏水，保证疏水畅通，并提出详细技术方案。三级高加和四级低加均设有疏冷段。第四级抽汽用于加热除氧器和驱动小汽轮机，驱动小汽轮机的备用汽源为冷段蒸汽，小机排汽进入主凝汽器。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。

汽机旁路系统暂按40%容量高低压二级串连旁路考虑。卖方提供高中压缸联合启动、中压缸启动各种状态（极热态、热态、温态、冷态）启动曲线，并说明对旁路系统参数、功能的要求。在冷态启动时，汽轮机利用锅炉点火和机组冲转这段时间间隙，向高压缸中通入预热蒸汽，从而使汽缸金属温度升高，利于机组冲转后动静部件膨胀和转子热透、可有效缩短启动时间、减少寿命消耗。其他启动情况不需预热。预暖系统阀门由东汽供货。

给水系统：机组配置2×50% B-MCR汽动给水泵。

1×30% B-MCR电动调速给水泵。

启动汽源：老厂来汽

进入汽轮机蒸汽品质按《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T 912-2005）。 3.3设计制造技术标准

3.3.1 汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为：

3.3.1.1 凡按引进技术设计制造的设备，均按引进技术相应的标准如ASME等规范和标准及相应的引进技术公司和其所在国的规范和标准进行设计、制造和检验（标准要求不得低于国内标准）。

3.3.1.2 在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足最新版的国家标准和相关行业相应标准规范。 3.3.1.3 在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足有关安全、环保及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。

3.3.1.4 如果本技术协议中存在某些要求高于上述标准，则以本技术协议的要求为准。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 3.3.1.5 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。

3.3.1.6 现场验收试验，凡未另行规定的，均应按照ASME 试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASME PTC6-1996 ，蒸汽的性能应取自Ernst.schmidt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的SI-单位制0～800℃，0～100MPa的水和蒸汽特性图表或国际水和水蒸汽性质协会1997年发布的水和水蒸汽性质工业公式IAPWS-IF97。

3.3.2 卖方设计制造的设备可执行下列标准的要求： AISC美国钢结构学会标准 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

3.3.3 除上述标准外，卖方设计制造的设备均符合下列规程的有关规定（另有规定的除外）：原电力部《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-1996 原电力部《电力建设施工及验收技术协议》（管道篇）DL/5031-94

原电力部《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《电力建设施工及验收技术协议》（汽轮机组篇DL/T5011-92）原电力部《火电工程启动调试工作规定》原电力部《电力工业锅炉压力容器监察规程》

劳动部《蒸汽锅炉安全技术监察规程》（与电力部《电力工业锅炉压力容器监察规程》有矛盾者，以电力部的为准）

原电力部（水电部）《火力发电厂汽轮机、锅炉、汽轮机发电机参数系列标准》原电力部《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000 原电力部《火力发电厂调整试运质量检验及评定标准》《固定式发电用凝汽汽轮机技术条件》SD269 ANSI/ASME - B31.1《动力管道》

GB13296-91《锅炉、热交换器用不锈钢无缝钢管》劳动部《压力容器安全技术监察规程》

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 JB2536-80 《压力容器油漆、包装、运输》 ASME《锅炉与压力容器规范，第Ⅷ部分》

华能集团《防止电力生产重大事故的重点要求》

《火力发电厂安全文明生产达标与创一流规定》（2000年版） 3.3.4 使用有关标准时，应使用最新标准。

3.3.5 卖方提供设计制造中所采用的规范、规程和标准的清单和相关文本。

3.3.6 卖方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，应将这些矛盾之处进行说明，并提交给买方，由买方决定。

4 技术性能要求 4.1 汽轮机

4.1.1 汽轮机本体设备性能要求 4.1.1.1铭牌工况（TRL）

汽轮发电机组能在下列条件下长期安全连续运行，发电机输出额定（铭牌）功率350MW（采用静态励磁，此功率已扣除所消耗的功率，此时调节阀应仍有一定裕度,以保证满足一次调频等需要)，此工况称为铭牌工况，此工况为出力保证值的验收工况：

额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；背压为11.8kPa(a)；补给水率为3%；

所规定的最终给水温度；全部回热系统正常运行；给水泵满足额定供水参数；

发电机效率98.9%，额定功率因数0.85（迟相），额定氢压。 4.1.1.2 最大连续出力工况（TMCR）

汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，在下列条件下能够长期安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（当采用静态励磁时，应扣除所消耗的功率）称为机组的最大连续出力（T-MCR），此工况称为最大连续工况，机组保证输出功率374MW。

额定主蒸汽及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；背压为4.9kPa(a)；补给水率为0%；

所规定的最终给水温度；全部回热系统正常；

给水泵满足额定供水参数；

发电机效率98.9%，额定功率因数0.85（迟相），额定氢压。 4.1.1.3 最大进汽工况（VWO）

汽轮机能在下列条件、阀门全开工况（VWO）下安全运行。

汽轮机的进汽量不小于105%TRL工况进汽量，其它条件同4.1.1.2，此工况称为阀门全开工况（VWO）。

卖方应提供汽轮发电机组在阀门全开工况（VWO）下的出力。发电机的额定容量应与汽轮机的额定出力相匹配；发电机的最大连续输出容量应与汽轮机T-MCR工况下的出力相匹配，发电机的最大容量与汽轮机的VWO工况出力相匹配。 4.1.1.4 热耗率验收工况（THA）

当机组纯凝汽运行且功率（扣除静态励磁及非同轴驱动的油泵等所消耗的功率）为350MW时，除进汽量以外其它条件同4.1.1.2时，称为机组的热耗率验收工况（THA），此工况的热耗率要求不高于7603KJ/KW.h，为热耗保证值的验收工况。

此工况下，机组的净热耗值不大于卖方的保证值。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 4.1.1.5 供热抽汽工况

4.1.1.5.1额定抽汽供热工况

汽轮机进汽量等于铭牌进汽量，在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出功率(扣除静态励磁及非同轴驱动的油泵等所消耗的功率)称为额定抽汽供热工况功率，此工况称为额定抽汽供热工况。 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) 采暖抽汽量400t/h，抽汽参数为0.43MPa（a）（调整抽汽），252℃；回水至主凝结水泵出口的凝结水管道上；

3) 补给水率为0%；

4) 平均背压为4.9kPa； 5) 全部回热系统正常运行； 6) 给水泵满足额定供水参数；

7) 发电机效率98.9%，额定功率因数0.85（迟相），额定氢压。此工况下的机组输出功率为291.8MW，热耗值为6164 kJ/kWh。 4.1.1.5.2 最大抽汽供热工况

汽轮机进汽量等于铭牌进汽量，在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出功率(扣除静态励磁及非同轴驱动的油泵等所消耗的功率)称为最大采暖抽汽供热工况功率，此工况称为最大采暖抽汽供热工况。

1) 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，蒸汽品质满足规定的要求； 2) 采暖抽汽量最大为550t/h，抽汽参数为0.43MPa（a）（调整抽汽），～252℃；回水同4.1.1.5.1条； 3) 补给水率为0%；

4) 平均背压为4.9kPa； 5) 全部回热系统正常运行；

6) 发电机效率98.9%，额定功率因数0.85（迟相），额定氢压。

此工况下的机组输出功率265.8MW，保证机组净热耗值5292 kJ/kWh。 4.1.1.6 抽工业用汽工况：

机组在凝汽工况下运行，抽出下列工业用汽时应能长期安全连续运行并可发出额定功率：350MW。工业用汽由#4级抽汽提供，抽汽参数：0.957Mpa，～355℃,额定抽汽量为 50t/h。 4.1.1.7卖方提供如下工况的热平衡图 1）TRL工况 2）THA工况 3）TMCR工况 4）VWO工况

5）高加停运工况 6）厂工业用汽工况

7）70%额定工况（70%THA） 8）50%额定工况（50%THA） 9）30%额定工况（30%THA） 10）额定抽汽供热工况 11）最大抽汽供热工况

12）抽汽量为300t/h时供热工况 13）抽汽量为200t/h时供热工况 14）抽汽量为100t/h时供热工况

15）额定抽汽供热并抽最大厂工业用汽工况 16）最大抽汽供热并抽最大厂工业用汽工况

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 4.1.1.8汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况：

（1）汽轮机轴系应能承受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产生的扭矩。

（2）汽轮机甩负荷后，允许空转时间应不少于15分钟, 并不超速。

（3）汽轮机应能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间，至少应能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要，一般不低于24小时。

（4）汽轮机能在低压缸排汽温度不高于80℃下长期安全运行。高压缸排汽温度最高允许运行值不大于420℃；低压缸排汽温度最高允许运行值不大于120℃。 4.1.1.9 异常工况如下： 1）汽轮机排汽温度限制

名称高压排汽温度低压排汽温度单位 ℃ ℃ 运行限制＜427 ＜107 报警 ≥410 ≥80 遮断 ≥427 ≥107 2）机组在整个寿命期内周波允许运行范围及运行时间限制（详见4.1.1.13） 3）允许机组主蒸汽和再热蒸汽参数运行范围限制（详见4.1.1.14） 4）主蒸汽及再热蒸汽两根管道中蒸汽参数允许偏差（详见4.1.1.15）

5）机组振动允许范围：轴振双振幅相对振动值：报警0.125mm，停机：0.25 mm； 6）机组在高背压下允许运行限制：报警:19.7 kPa(a)，停机：25.3kPa(a)。 7）机组处于电动机工况允许运行时间：不超过1min。

8）机组超速保护：停机：3270r/min(机械)、3300r/min(电子)。 9）凝汽器真空低保护：同背压允许运行限制。

10）轴向位移大保护：报警：≥+0.6 mm或≥-1.05 mm，停机：≥+1.2 mm或≥-1.65 mm 11）轴承润滑油压低保护：报警：103 kPa.g，停机：69 kPa.g 12）汽轮机抗燃油压低保护：报警：9.2 MPa.g，停机：7.8 MPa.g

卖方将在《汽轮机启动运行说明书》中对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况进行更进一步的详细说明。 4.1.1.10 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命应不少于30年，在其寿命期内应能承受下列工况，其寿命消耗不应超过75％。可用率不低于90％。（1）冷态起动（停机72小时以上，且汽缸金属壁温已低于该测量点机组满负荷时金属壁温值的40%以下) 300次（2）温态起动（停机10～72小时，且壁温为该测量点机组满负荷时金属壁温值的40%～80%) 1200次（3）热态起动（停机10小时以下，且壁温为该测量点机组满负荷时金属壁温值的80%以上) 4500次（4）极热态起动（停机小于1.5小时，且壁温为接近该测量点机组满负荷时金属壁温值) 500次（5）负荷阶跃（＞10％额定负荷） 12000次卖方填写在寿命期内各启动工况允许的启动或运行次数。起动或运行方式冷态起动温态起动热态起动极热态起动负荷阶跃(负荷变化大于10%) 总计

次数 300 1200 4500 500 12000 8

每次寿命损耗% 0.032 0.01 0.005 0.024 0.0008 合计% 9.6 12 22.5 12 9.6 65.7

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议汽轮机易损件的使用寿命，卖方应在供货条件中予以规定，工作温度高于450℃的紧固件，其松驰应力应不小于6年。投入商业运行第一年及以后，由于设备质量原因引起的强迫停机率应小于0.5%。机组年平均运行小时数应不少于7500小时，连续运行天数不少于365天（非制造质量造成的停机事故除外）。年运行小时数7500小时可分配如下： 100％额定负荷： 1800小时 75％额定负荷： 1500小时 50％额定负荷： 1200小时额定抽汽工况下运行小时不小于 3000小时卖方应给出在各种运行方式下，机组寿命消耗的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。 4.1.1.11 汽轮机大修周期不少于6年，并提供机组强迫停机率，且强迫停运率不大于0.5％。强迫停机率计算公式：强迫停运小时强迫停机率＝ ×100% 运行小时＋强迫停运小时 4.1.1.12 机组的允许负荷变化率应为：（1）从100％～50％MCR不小于5％/min （2）从50％～20％MCR不小于3％/min （3）从20％MCR以下不小于2％/min （4）允许负荷在50％～100％MCR之间的变化幅度为10％/min。 4.1.1.13 机组在整个寿命期间内能在周波48.5～50.5的范围内持续稳定运行。根据系统运行要求，机组的频率特性满足下表要求。频率（Hz) 51.5-51.0 51.0-50.5 48.5～50.5 48.5-48.0 48.0-47.5 47.5-47 47.0-46.5 允许运行时间累计（min) 30 180 连续运行 300 60 10 5 每次（Sec) 30 180 连续运行 300 60 10 5 4.1.1.14 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满足下表要求。参数名称限值 ≤1.00P0 ≤1.05P0 ≤1.20P0 ≤1.25P1 ≤1.00t ≤t+8℃ ≤t+(8～14)℃

主蒸汽任何12个月周期内的平均压力压力保持所述平均压力下允许连续运行的压力例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤12h 冷再热蒸汽压力主蒸汽任何12个月周期内的平均温度温度保持所述平均温度下允许连续运行的温度例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤400h

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议

例外情况下允许偏离值，每时≤15min，但12个月周期积累时间≤80h 不允许值 ≤t+(14～28)℃ ＞t+28℃ 表中：P0为额定主蒸汽压力（MPa）；P1为额定冷再热蒸汽压力（MPa）；t为主蒸汽或再热蒸汽额定温度。 4.1.1.15 机组在启动和正常运行时，主蒸汽与再热蒸汽温度两者之间的最大允许偏差值为60℃；主蒸汽、再热蒸汽左右侧最大允许温差41℃。 4.1.1.16 机组在正常运行时的最高背压25.3 kPa(a)、报警背压19.7 kPa(a)；跳闸背压的具体要求是：

制定机组背压限制的主要目的是保护末级叶片的安全可靠性。

首先计算出机组末级长叶片的工况图（背压-出口马赫数-功率关系图），通过动叶片的负荷和背压估算叶片的动应力，再根据动叶片材料的复合疲劳强度，并考虑安全系数，确定叶片最高许用动应力。理论上说，背压保护曲线上各工况点的动应力均等于许用动应力。在工况图上给出背压保护的安全区、限时区和停机线。机组在停机线上方运行，末级叶片承受的动应力超过许用值，是不安全的。制定长叶片的安全运行背压规范大多根据经验，并参照一些惯用的判据：例如已运行机的背压保护运行曲线、用有可能发生颤振的轴向马赫数确定许用的最高运行背压等。 4.1.1.17 汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应与工作转速避开±15％。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。 4.1.1.18汽轮机在所有稳定运行工况下(额定转速)运行时，在每个轴承三个方向测得的振幅振动值，无论是垂直、横向、轴向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的两个方向双振幅相对振动值为不大于0.05mm，各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座振动值不大于0.05mm，各轴颈双振幅轴相对振动值不大于0.125mm。卖方提供过临界转速时的最大允许振动值。 4.1.1.19 当汽机负荷从100％甩至零时，汽轮发电机组应能自动降至同步转速。运行主汽压力也应降到变压运行的负荷——压力曲线的相应值。并自动控制汽轮机的转速，以防机组脱扣。 4.1.1.20 提供机组排汽压力升高到 0.0186MPa(a)时允许机组带负荷持续运行的时间及在额定负荷持续运行下允许的最大背压值14.7kPa.a。 4.1.1.21 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0.0038～0.0186MPa(a)范围内，至少具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备的任何损坏。 4.1.1.22 超速试验时，汽机应能在112％额定转速下作短期空负荷运行，这时任何部件都不应超应力，各轴系振动也不应超过允许值。 4.1.1.23 提供汽机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，从额定负荷到与锅炉最低负荷相配合

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议的滑压和定压运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。曲线中至少应包括主蒸汽，再热蒸汽的压力、温度、流量、转速、负荷变化等，并提供定滑定运行模式的滑压启停负荷点。 4.1.1.24 提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。 4.1.1.25 热耗和汽耗率保证值

（1）热耗和汽耗率保证值（纯凝工况）：汽轮发电机净热耗=Wt(HtHf)Wr(Hr)kWgkWdkJ/kW.h （2）热耗和汽耗率保证值（抽汽工况）：汽轮发电机净热耗=Wt(HtHf)Wr(Hr)W1(H1H3)kWgkWdkJ/kW.h 式中: Wt 主蒸汽流量 kg/h Ht 主汽门入口主蒸汽焓 kJ/kg Wr再热蒸汽流量 kg/h Hr 经再热器的蒸汽焓差 kJ/kg Hf 最终给水焓 kJ/kg W1 采暖抽汽流量 kg/h H1 采暖抽汽焓 kJ/kg H3 采暖抽汽回水焓 kJ/kg kWg 发电机终端输出功率kW kWd 非同轴励磁、电动油泵各项消耗的总功率kW 热耗试验标准采用ASME PTC6-1996 汽轮机性能试验规程。计算THA工况下的热耗值时应扣除静态励磁功率及非同轴驱动的主油泵和密封油泵消耗的功率。卖方应提供详细数据（包括参数流量、功率、压降、端差、温升、焓增等）的热平衡图，校正曲线及有关说明。还应提供进行热耗值的测量、计算、校正时用的有关规程、规定。 4.1.1.26 汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数，见下表正常最大工况机端二相短路机端三相短路节点位置扭矩应力扭矩应力扭矩应力kN.m MPa kN.m MPa kN.m MPa 高中压前轴颈高中压后轴颈低压前轴颈低压后轴颈发电机前轴颈发电机后轴颈中、低压联轴器螺栓处低、电联轴器螺栓处 0.0 560.1 560.1 1078.0 1078.0 0.0 560.1 1078.0 0.0 62.05 26.12 50.26 60.55 0.0 31.5 60.6 3.665 1345.0 1401.0 4908.0 4709.0 430.0 1396.0 4795.0 0.41 149.0 65.3 228.8 264.6 24.2 78.5 269.7 4.820 1745.0 1812.0 5688.0 5500.0 536.0 1803.0 5580.0 0.53 193.4 84.5 265.2 309.0 30.1 101.4 313.8 4.1.1.27 高压加热器不属主机配套设计，低压加热器属于主机成套设计供货。各加热器端差如下表。 1号高压 2号高压 3号高压 5号低压 6号低压 7号低压 8号低压 0 5.6 0 5.6 2.8 5.6 11

上端差℃ -1.7 下端差℃ 5.6

2.8 5.6 2.8 5.6 2.8 5.6

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议再热系统压降 10%

中低压连通管 2%

小汽轮机进汽管道压损为 5%

小汽轮机排汽管道压降约为 1.55kPa，排汽去主凝汽器。

1、2、3段抽汽压损3%，其余各段抽汽压损5%。

卖方在汽机热平衡计算时，应提出各种运行工况下各加热器端差和参数。

4.1.1.28 VWO工况应作为卖方所供汽轮发电机及辅助设备、回热系统及设备等设计选择的基础。 4.1.1.29 汽轮机制造厂应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。

4.1.1.30 轴系设计；需要考虑轴承特性、转子临界转速对工作转速的避开率、轴系的安装标高设计、轴系不平衡响应分析、轴系稳定性分析、轴系抗汽流激振能力分析。试运行如果振动超标需要进行现场轴系动平衡。

4.1.1.31 转子加工装配；采用数控加工主轴和动叶片，保证制造质量，叶片装配时，叶片高度大于300mm需称力矩，计算机自动配重编号装配，高于国际标准的精确高速动平衡。

4.1.1.32现场安装：轴系安装是我公司的监装内容之一，确保现场轴承接触、间隙，通流动静间隙、滑销系统间隙、转子对中和轴系标高负荷设计要求。

4.1.1.33 距汽轮机化妆板外1米，汽机运转层1.5米处，所测得的噪声值应低于85分贝（A声级），对于其他辅助设备应不大于85分贝（A声级）。

4.1.1.34卖方应在中低压联通管上设保证低压缸最小进汽量的液控抽汽调节阀(进口)，在对外采暖抽汽供热管道上配液动快关调节阀(进口)、气控止回阀（进口）及安全阀以保证机组的安全。卖方应根据给出的正常及最大供热抽汽量，提供供热抽汽的压力、温度变化范围及供热抽汽量的变化范围，要求同主机进行适当的联动保护，并在投标时详细叙述其控制原理。 4.1.2 汽轮机本体结构设计要求 4.1.2.1 一般要求

（1）汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的。

（2）汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，采用自润滑滑销系统。

（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 TDP-1标准执行。

（4）在保证设备安全运行的条件下，卖方满足设计院提出的外部管道对汽缸、主汽阀、再热汽阀的作用力及力矩要求。

（5）卖方提供防止高压缸过热的措施（包括启动、停机及甩负荷等各种可能出现的工况），包括配套阀门等。如须设通风管道，高排逆止门前由卖方配供通风阀，并提供阀的开、关逻辑图。

（6）删除。

（7）采暖抽汽管道上应装设抽汽快关调节阀(进口)、气控止回阀（进口）、安全阀以保证机组的安全。

（8）机组应沿转子轴向不同位置上安装至少两套转速测量装置，发电机侧测量装置的设计、探头和支架、就地转速表的供货由汽轮机厂负责，并提供说明。卖方应对具体设置方案给出说明。

（9）卖方应提供机组启动方式。卖方若采用中压缸启动，应在其汽轮机结构设计中充分考虑两级串联旁路系统的各种运行方式，考虑旁路系统自动、手动投入的措施，机组甩负荷时旁路系统应自动投入，并配置必要的监测装置。并提供各种工况下旁路开启关闭的蒸汽参数值。 4.1.2.2 汽轮机转子及叶片

（1）汽轮机转子应彻底消除残余内应力。卖方提供无中心孔整锻转子。

（2）汽轮机设计应允许不揭缸条件下进行转子的平衡，在转子适当位置增减不平衡重量。（3）转子的临界转速应符合4.1.1.16要求。

（4）提供各个转子的脆性转化温度的数值，并说明取得该数值的依据。卖方应力争降低转子的

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议脆性转化温度，至少脆性转化温度值不应影响机组启动的灵活性。

（5）转子相对推力瓦的位置应设标记，以便容易地确定转子的位置。

（6）叶片的设计应在允许的周波变化范围内不致产生共振，并提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔频谱（CAMPBELL）图。

（7）低压末级及次末级叶片应具有必要的抗应力腐蚀及抗汽蚀措施，汽轮机应设有足够的除湿用的疏水口。

（8）采用高频淬火，不采用司太莱合金技术。

（9）把叶根紧固在轮缘上的销子应有导向孔，供拆卸时钻孔之用。

（10）使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。（11）说明转子及叶片材料，提供转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。

（12）汽轮机各转子在出厂前应进行动平衡试验，试验精度达到小于1.2mm/s。动平衡试验后，提供转子弯曲方向及数值标注在转子上。

(13) 汽轮机转子厂内超速试验按112%的额定转速进行,延续时间为2分钟。

(14)对高压缸、中压缸通流部分，特别是对第一级喷嘴及叶片应采取适当措施，以防止颗粒侵蚀(SOLID PARTICLE EROSION)。

(15) 中压缸末级及次末级，如需要改造和加强，应进行强度校核，必要时作强度试验。 4.1.2.3 汽缸

（1）汽缸铸件应做到彻底消除残余内应力，严禁出现夹渣、气孔、裂纹等缺陷。卖方提供汽缸铸件裂纹挖补、热处理及其厂内的其他全部质检文件。汽缸铸件的同一部位不允许挖补两次。

汽缸必须具有足够的强度和刚度，确保汽轮机在起动、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最小，能始终保持正确的同心度，严禁发生膨胀不均、跑偏的现象。卖方应说明汽缸猫爪的支撑方式及确保汽缸膨胀顺畅所采取的各项措施。高、中、低压缸均应采用已有成熟运行业绩的结构和材料。高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件应选用在高温下持久强度较高的材料。

（2）高压缸进汽部分及喷咀室设计确保运行稳定、振动小。进汽管密封环应使用耐磨高温合金制造。

（3）卖方设计并提供低压缸喷水系统中全部设备、装置、阀门（含配对法兰和垫片和紧固件）、法兰、配对法兰及全套紧固件、管道、管件等和就地仪表，预留远传控制接口，远方控制逻辑在DCS中实现。

低压缸喷水系统的全部部件和管道、阀门等均应采用不低于0Cr18Ni9的不锈钢材质。（4）卖方提供保护整个机组用的排汽汽隔膜阀（供二片备用薄膜）及紧急跳闸装置。

（5）提供汽缸法兰螺栓的专用力矩扳手及质量可靠的螺栓电加热装置，包括所有附件和螺栓电加热装置的控制设备（含电控箱）。卖方应提供法兰螺栓的使用寿命保证值及正确的螺栓紧固方式的指导书，以保证汽缸运行中中分面不漏汽。

（6）卖方提供揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施，不应使用顶丝装置。

（7）汽缸上的压力（包括调节级）、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。上下内缸壁温度测点测温元件应由外缸直接插入。

（8）汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和推挡间隙，防止转子与汽缸碰触损伤转子或导致大轴弯曲。

（9）在任何的工况下，汽缸的结合面（中分面）均必须确保严密不漏汽。

（10）高压缸排汽端设计压力，应不小于阀门全开、最大进汽工况（VWO）时最高压力的1.25倍。（11）买方要求在汽轮机出厂前由卖方进行厂内高中、低压缸精装。如重量、尺寸允许则精装出厂、整体运输；若不允许则精装后拆开运输，到现场后再重新组装。低压外缸上下各分三块交货，买方现场组装。

（12）本机组采用大螺栓自流加热/冷却系统。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议（13）卖方汽缸法兰应采用高窄法兰型式，以便降低热应力，缩短启动时间并可简化系统。（14）猫爪、汽门等不配置冷却水系统。

（15）汽轮机设计应允许不揭缸进行转子的动平衡。卖方应设计不揭缸加装平衡块的装置，并提供专用工具。

（16）低压缸与凝汽器采用弹性连接，凝汽器与基础刚性连接，并考虑凝汽器抽真空吸力对低压缸的影响，提供与凝汽器接口连接处焊接工艺和其它要求，并参加买方组织的质量验收。

（17）提供保护整个机组用的低压缸上半部设置的排汽隔膜阀（即大气阀），该阀应有足够的排汽面积，排汽隔离阀的爆破压力值为0.0343MPa(g)。低压缸人孔门应与防爆门分开，单独设置。

（18）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。（19）为防止蒸汽激振引起的低频振动，高压部分汽封应选择合适的汽封间隙及结构型式。汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和退让间隙，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。

4.1.2.4 轴承及轴承座

（1）主轴承的型式确保不出现设计转速下油膜振荡。各轴承的设计失稳转速应避开额定转速25％以上，具有良好的抗干扰能力。卖方须提供轴承的失稳转速及对数衰减率和设计比压，并说明采用的计算程序和判别标准。

（2）检修时不需要揭开汽缸，就能够把各轴承方便地取出和更换。

（3）主轴承应是水平中分的，不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整，同时应是自对中心型的。

（4）任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65℃，轴承回油管上应有观察孔和温度计插座,以及热电阻或温度开关的安装接口。在油温测点及油流监视装置之前，不得有来自其他轴承的混合油流。

（5）卖方应在每个轴瓦各埋入两支Pt100双支分立绝缘型热电阻测量轴承金属温度，并将所有热电阻直接引至汽机本体接线盒，并方便安装何拆卸，卖方提供上述仪表。

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℃以下长期运行。

（6）推力轴承应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的磨损量和每块瓦的金属温度测量装一个永久性基准点，以确定大轴的位置。

（7）轴承座上应设置大置，用Pt100双支分立绝缘型热电阻，并提供回油温度表及报警监视。在推力轴承的外壳上，应设有轴弯曲、轴向位移、胀差和膨胀的监测装置。

（8）在轴承座的适当位置上，应装设测量轴X-Y两个方向的相对振动及轴承座的绝对振动的装置。 4.1.2.5 主汽门、调速汽门、中压联合汽门

（1）主汽门及调节阀、再热主汽门及再热调节阀的安装固定方式由卖方设计，并提供安装用的金属材料（包括阀门支吊架等），对于浮动支点，卖方应提供供管道应力计算用的支点简化模型(包括主汽门和中联门的简化模型)。

（2）主汽门、调速汽门、中压联合汽门应严密不漏，能承受在主蒸汽、再热汽管道上做1.5倍设计压力的水压试验。

（3）主汽门、调速汽门、中压联合汽门的材质应能适应与其相联接管道的焊接要求（主蒸汽管道系统和高温再热蒸汽管道系统管道材质均为A335P91,低温再热蒸汽管道系统材质暂按A672B70CL32）。卖方提供设计及供货接口处的焊接方法及坡口加工图。卖方提供主汽阀至高压缸和中压联合汽门至中压缸的管道及其所有附件，其中高、中压导汽管的材质应均为A335P91。如果汽门的材料与设计院设计管道的材质或口径不匹配，应由制造厂提供过渡段，做好热处理，打好坡口，使其内径、厚度、材质与管道相匹配，现场不允许出现异种钢焊接。

（4）主汽门、调速汽门及中压联合汽门应能在汽机运行中进行遥控顺序试验。还应具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。

（5）提供主汽门、中压联合汽门在启动吹管及水压试验时用的临时堵板、阀座、阀芯、阀盖、连

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议接法兰、密封件等。水压试验的压力按锅炉水压试验的压力。

（6）提供主汽门、中压联合汽门使用的临时性和永久性蒸汽滤网。

（7）提供冲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临时滤网后需用的附加备用密封垫圈。

（8）机组起停中，在主汽门壳体上有可能产生较大热应力的部位，应设置金属温度差测点。并提供允许的最大温差。

（9）调节系统的设计除能满足机组启动时高、中压缸联合启动的要求外，还应满足中压缸启动的要求。

（10）主汽门、调速汽门、中压联合汽门的每个门应带行程开关，高压主汽门、中压主汽门的关位按照四常开四常闭考虑，高压主汽门、中压主汽门的开状态以及其它门的开、关状态均按两常开两常闭考虑。提供的接点为DPDT型，接点容量不小于220VAC、5A和220VDC、1A。调速汽门、中压联合汽门配带冗余阀位反馈装置。

（11）上述各阀毛坯进口。 4.1.2.6 汽轮机控制用抗燃油系统

（1）卖方提供的抗燃油系统应包括油箱、管道、仪表及附件、两台100%容量的交流供油泵、抗燃油再生装置、两台100%容量的冷油器、蓄能器、油过滤器、油温调节装置和滤油器、滤油泵等。抗燃油供油装置采用集装型式。

（2）抗燃油系统油箱、管道及相关部件，采用不锈钢材料（0Cr18Ni9），焊接工艺采用氩弧焊。（3）当两台高压供油泵瞬间失去电源时（小于5秒钟），不应使汽机跳闸。当运行泵发生故障或油压低时，备用泵应能自启动。卖方提供进口的低油压开关及自动停机压力开关。

（4）提供250%容量的抗燃油（其中150%为备用），并提供抗燃油系统设备、管道、仪表及附件。抗燃油的制造商为阿克苏诺贝尔(AKZO NOBEL)，牌号为Fyrquel EHC。

（5）油温调节装置应包括一次元件及就地控制设备。

（6）本工程设置两台50%容量锅炉给水泵汽轮机且与汽轮机合用EH高压抗燃油，卖方随汽轮机成套提供的EH油系统能同时满足给水泵汽轮机、供热调节阀（联通管处和抽汽管道处）、快关阀及逆止阀的用油要求，并予留液压旁路系统的接口，配供给水泵汽轮机及旁路装置EH油系统、蓄能器及其配套阀门管道等附件。

（7）抗燃油冷却器的冷却水采用闭式循环冷却水，冷却水温度按38℃设计,按41℃校核。（8）卖方提供油系统清洁度的标准，并提供安装和运行中保证油系统清洁的主要技术措施。（9）抗燃油泵采用进口产品。EH油再生装置采用西安热工院极性氧化铝再生装置，再生装置要有足够的容量。

（10）抗燃油系统所有油泵及油泵的电机采用防爆型。

（11）提供EH油系统控制装置，并留有与计算机控制系统的硬接线接口。（12）提供EH油系统管道冲洗说明及相关装置。 4.1.2.7 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，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。

（2）润滑油系统包括主油箱、主油泵、辅助油泵、交流润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵，2台100％容量的冷油器（板式）、阀门、管道、仪表、满足每台汽轮发电机组轴承用油及所需全部附件，（以上油泵不能采用铸铁件，应采用铸钢件），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。该系统还可以作为发电机密封油的辅助供油系统。

（3）油箱容量的大小，应考虑到当厂用交流电失电的同时冷油器失去冷却水的情况下停机时，仍能保证机组安全惰走。此时，润滑油箱中的油温不应超过79℃，并保证安全的循环倍率。油箱应设置就地及远传油位模拟量监视仪表(采用导波雷达液位计)。

（4）主油箱上应设置两台全容量用交流电动机驱动的抽油烟机和除雾器，电加热器加热温度到40℃，

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议并提供电加热器及温控设备，配有氢冷汽轮发电机的油系统，应设排氢设施。

（5）汽轮机润滑油系统的供油管路上配置两套并联可在线切换的过滤器，过滤精度为0.025mm，过滤器前后设置差测量报警装置及远传信号。具体配置在联络会上协商。

（6）汽轮机油系统所用管道、阀门及附件应采用0Cr18Ni9不锈钢材料，并具用足够强度，至少应按两倍以上的工作压力进行设计。尽量减少法兰及管接头连接，对靠近蒸汽管道的油管道采用防护结构，油系统中的附件不应使用铸铁件。焊缝全部采用亚弧焊。

（7）所有润滑油系统的泵组应设计成能自动启动、遥控及手动起停。设有停止——自动——运行按钮和用电磁阀操作的起动试验阀门。

（8）每台机组设置二台板式冷油器，每台冷油器的容量为100%，正常情况下一运一备。冷油器容量选择按最高冷却水温36℃，进口水侧压力不小于0.095MPa（g），水侧清洁系数为0.85等条件下的最大热负荷进行设计，且留有不低于10%的换热面积裕量。冷油器的设计和管路布置方式应允许在一台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或调换。冷却水采用城市中水，与冷却水接触的部件材料应采用TP317L。

（9）凡有可能聚集油气的腔室，如轴承箱、回油母管等应有排放油气的设施。（10）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。

（11）油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管路等，应彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并妥善密封出厂。油系统所配用设备包括管道、附件、表计等均由卖方配套提供。

（12）卖方提供油系统清洁度的标准，阐述在安装和运行中如何保证油系统清洁的主要技术措施。

（13）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。

（14）油箱预留油净化接口。

（15）与主机同轴的主油泵和汽轮机转子的连接采用钢性靠背轮连接。

(17) 润滑油系统清洁度按GJB/T4058-1999《汽轮机清洁度标准》执行，油系统的设计保证油的清洁：采用集装油箱，套装油管路；同时油系统设备严格按照国家有关标准和工艺进行生产：焊缝采用氩弧焊、焊后彻底清除沾污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。油冲洗用的各临时滤网、运行中在油箱回油处设置滤网，并通过油净化处理确保油清洁度。 4.1.2.8 顶轴系统

（1）顶轴系统的设计，要求能向轴承注入高压润滑油，以承受转子的重量。在机组盘车时或跳闸后都能顺利投入运行。

（2）顶轴油泵为2台100％高压容积泵，一台运行，一台备用，向汽轮机及发电机各轴承供油，须保证可靠地运行并防止漏油。顶轴油泵共两台，为恒压变量柱塞泵，泵的供油能力为5000kg/h，出口压力为14MPa。顶轴油泵油源取自主油箱。（3）顶轴油系统必须设置安全阀以防超压。

（4）顶轴油系统须采用不锈钢（0Cr18Ni9）管。

（5）顶轴油系统退出运行后，应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。故每一轴承顶轴油管路中要配置逆止阀及固定式压力表。

（6）顶轴油泵应设置入口油压低的闭锁装置，以保证顶轴油泵不受损坏。（7）顶轴油泵与主机之间设联锁。

（8）顶轴系统的设计必须满足顶轴油泵在任何情况下都能独立启动。（9）顶轴油泵入口油源必须接自主油箱，以满足独立启动的要求。

（10）配供顶轴油系统所需的压力开关、滤网差压开关，压力表及安装附件等。 4.1.2.9 盘车装置

（1）盘车装置应是自动啮合型的，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）盘车装置的设计应能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。盘车装置与顶轴油系统间

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议设联锁。

（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，并设置一套盘车试验装置。（4）盘车柜应为控制、动力合一，买方只提供380VAC/220VAC电源，盘车功能全部由卖方完成，盘车柜内部分测点及信号监视硬接线直接进入DCS系统，主要有盘车电机电流、运行、啮合、脱开、盘车系统故障等。双方提供的信号开关量为无源接点信号，接点容量不小于220VAC、5A，模拟量为4~20mA信号。不但可以实现盘车就地自动/手动控制，还可在DCS实现远方控制。（5）提供一套手动盘车装置，供事故情况下使用。 4.1.2.10 轴封蒸汽系统

（1）轴封蒸汽系统是自动的，并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施要求，该系统还能自动向给水泵汽轮机供轴封汽。轴封系统的汽源应满足机组冷热态启动和停机的需要。该系统设有轴封压力自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽汽装置。（2）轴封用汽进口处设永久性滤网。

（3）轴封用汽可来源于主蒸汽、再热冷段和厂内辅助蒸汽。轴封系统预留小机轴封用汽容量和接口。（4）轴封系统上配置简便又十分可靠的调压、调温装置，以满足向高中压缸和低压缸各轴封的供汽参数要求。

（5）设一台100％容量的轴封蒸汽冷却器（包括给水泵汽轮机轴封回汽）。

（6）两台100％容量的电动排气风机，用以排出轴封蒸汽冷却器内的不凝结的气体，两台电动排气风机互为备用，且能做到单独检修。排气风机采用立式风机，卖方提供型号、制造厂家，由买方确认。（7）轴封用汽系统应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、减温设备和有关附属设备等。

（8）卖方提供所采用的轴封用汽系统图和系统说明书以及控制要求等资料。 4.1.2.11 汽轮机疏水、排汽

（1）疏水系统的设计应能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还应使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。

（2）排汽系统应能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。机组解列后，该系统还具有排除联合汽门中的蒸汽的功能。

（3）疏水和排汽系统应为全自动，卖方应提供全部控制设备，并有与DCS的接口。

（4）在失去电源或压缩空气气源时，所有疏水阀门应能自动打开。适当延长气缸与阀体之间的连杆距离，以降低气缸及电磁阀的工作温度，提高设备可靠性。

（5）卖方提供汽轮机疏水、排汽系统图以及控制联锁要求等资料。 4.1.2.12供热系统

（1）卖方详述如何调节汽轮机供热抽汽的压力和流量。供热抽汽压力调整范围为：0.3~0.6 MPa（a），额定抽汽压力约为0.43MPa（a）。采用在中低压联通管设调节阀的方式调节供热抽汽。且应保证连通管蝶阀从全开到全关各点位置的稳定运行，不摆动，不振动。在阀门全关时，保证低压缸的冷却流量。

（2）采暖抽汽管道上应装设抽汽快关调节阀(进口)、气控止回阀（进口）、安全阀以保证机组的安全。

（3）采暖抽汽口的位置从汽缸的下半缸接出。（4）热网采暖凝结水回水位置为凝结水泵出口。 4.1.2.13 保温和保温罩

（1）卖方负责汽机本体及附属设备的保温设计并且提供保温材料及所有附件，其所采用的保温材料应经买方的确认，并向买方提供图纸，说明及安装文件。

（2）在正常运行工况下，当环境温度为≤27℃时，汽轮机设备及管道保温层表面温度不应超过50℃。当环境温度＞27℃时，保温表面温度不允许比环境温度高25℃。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议（3）按规程运行时，汽轮机的保温应使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂家的要求。（4）所有管道、汽缸应使用优质保温材料，材料中应不含石棉。

（5）提供汽轮机的化妆板（即设备罩壳），设备罩壳紧凑、美观，其上适当开孔，排出热气。结构设计应有足够的强度，设备罩壳内设置低压照明系统。化妆板罩壳所需安装材料如地脚螺栓等由卖方设计并供货，并向买方提供预埋件图纸及荷载要求。化妆板外形设计、材料、颜色由买方最终确认。（6）对于需拆卸部分的保温应采用毡式保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。（7）提供所需的全部固定保温材料用的保温钩、支架等附件。 4.1.3 仪表和控制要求（I&C） 4.1.3.1 总的要求

（1）仪控系统遵循故障安全型设置。

（2）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操作方式，提出汽机启停及正常运行对参数监视及控制联锁和保护的要求，所有控制联锁和保护必须采用硬接线实现，并成套供应必须的检测控制设备。

（3）卖方应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值清册。

（4）卖方应对随机提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等都要详细说明其规格、型号、安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置须提供安装使用说明书，型式规范应征得买方同意。所配供的所有热工设备（元件）及程控装置全部进入DCS系统，若程控装置中必须采用PLC控制的，PLC采用MODICON产品并能够实现与DCS的通讯功能和硬接线接口，工控软件应采用进口的原版软件。

（5）随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件及控制设备应选用通用产品并符合国际国内标准，同时还应考虑和全厂热控设备选型一致并经买方确认。在没有国家通用产品可选的情况，制造厂应成套供应经实践证明质量可靠、性能符合工艺要求的产品。

（6）所有用于联锁保护用的逻辑开关、电磁阀、继电器均应采用进口产品，不允许采用电接点型仪表用于联锁保护。

（7）卖方提供的变送器、压力开关、差压开关、温度开关、流量开关、过程分析仪表等设备，采用进口优质产品，接点类型为DPDT型。卖方提供的变送器应具有HART通讯协议的智能型产品，变送器产品在Rosemount公司的3051C系列、EJA系列产品中选择；过程逻辑开关在SOR、日本长野CQ21中选择，设备最终选型由买方确认，并且商务价格不发生变化。

（8）卖方提供的控制器、调节仪、电动执行机构、电动门控制装置、电磁阀、控制开关和控制及电器等，应采用进口优质产品。电动门控制装置及电动调节执行机构应采用智能一体化产品（电源采用三相四线380VAC）；电动门控制装置及电动调节执行机构采用机电一体化产品，采用英国ROTORK IQ、德国EMG智能型产品，最终选型由买方确认，并且商务价格不发生变化。

（9）卖方提供的气动执行机构及其附件应为进口优质产品，气动执行机构定位器采用智能型产品（带HART通讯协议），气动执行机构应包含电气转换器、智能定位器及反馈变送器及空气过滤减压阀及配套仪表。气动执行机构及其附件在美国FISHER（定位器选用DVC2000）、CCI KK、意大利STI三家，设备选型由买方确认，并且商务价格不发生变化。

（10）就地指示仪表的精度至少为1级，盘面直径不小于100mm(气动控制设备的空气过滤器、定位器上的压力指示表除外)。就地温度测量，要求采用双金属温度计（万向型），不得采用水银温度计。就地液位测量，要求采用磁翻版液位计，不得采用玻璃管液位计。就地压力表采用不锈钢耐振压力表。随汽机本体范围内的所有就地指示仪表由卖方提供。设备选型由买方最终确认。

（11）汽机本体所有测点必须设在具有代表性，便于安装的位置，并符合有关规定，测点数量应满足对机组作运行监视和热力特性试验的的要求。

（12）汽轮机必须满足自启停及调频调峰的要求。

（13）除另有协议外，制造厂应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，取样部件，检测元件（包括传感器），安全保护装置，调节阀门，以及与

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议检测元件或传感器相连的特殊仪表等。

（14）汽轮机制造厂应负责汽轮机、发电机、励磁机（若采用静态励磁则无此设备）整个轴系振动的测振一次元件。其测振一次元件探头应测量准确，在发电机励磁机后不应受到励磁电流的干扰。并提供发电机侧转速测量表计(既可就地显示又可远传),测速齿轮由发电机厂提供。

（15）根据电网要求，汽轮机控制系统应能允许在制造厂提供的最低功率至额定功率间带调峰负荷，并符合“DL/T 590-1996(2005复审) 火力发电厂固定式发电用凝汽汽轮机的热工检测控制技术导则”。

（16）所提供的调节阀、电动门等应选用有成熟的运行经验的产品，保证其可控性和可靠性，以满足热工调节控制的要求。调节阀应接受4～20mADC控制指令并具有4～20mADC的位置反馈。电动执行机构、电动阀门为一体化产品，买方仅供动力电源和控制信号。与远控DCS的接口为开、关指令；开位置、关位置、故障及远方/就地状态信号。全开/全关式气动阀应配电磁阀、行程开关，每个气动阀配置空气减压过滤器，买方供气压力为0.6～0.8MPa(a)，调节阀、电动门的供电电源应为380VAC。

（17）安装于轴承箱内的所有由检测元件至接线盒的连接导线均需选用耐油、耐高温、防火的绝缘导线。所有测温元件采用上海仪表三厂、安徽天康集团等厂家的优质产品，最终选型由买方确定。远传仪表、变送器采用4～20mADC标准信号，变送器应为两线制，精度不低于0.1%。

（18）用于远传的开关量参数，应选用进口的过程开关(DPDT)，过程开关的接点容量至少应为220VDC 1A或220VAC 3A为无源接点；接点数量满足控制要求。对各控制系统有“3取2”要求的测点，应分别提供3个独立的过程开关。

（19）卖方提供的仪表设备和控制系统机柜的防护等级，一般室内为IP52；室外为IP56，汽机本体周围接线盒采用不锈钢材质。

（20）卖方提供的所有一次仪表、控制设备的接口信号，应连接到卖方提供的接线盒、仪表控制箱柜的端子排上。所供所有一次元件、就地设备及接口点应标注其现场安装位置。

（21）卖方随汽机提供的所有电磁阀应为220VAC或220VDC并允许长期带电。产品在ASCO、PARKER、FESTO中选择。

（22）卖方供货范围内的被控设备可控性，检测仪表和控制设备性能应满足全厂自动化投入率100％的要求。

（23）卖方应对汽机本体热工保护及控制装置负有配合的责任。无论成套提供，还是买方订货设备。

4.1.3.2 热工检测

（1）提供安装在本体范围内供就地检查用的压力表，温度表，液位计等，卖方须列出现场仪表清单。

（2）卖方提供的所有测温元件要采用双支型。

（3）本体范围内的传感器，检测元件应引至安装在汽轮机本体上的厂供接线盒。传感器，检测元件至厂供接线盒之间的连线由汽机厂供货并负责。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。

（4）测量汽缸壁等金属温度的热电偶用铠装热电偶，分度号为K分度，其长度应满足直接接至本体接线箱的要求，其型式应为双支绝缘式。壁温测点，要求有明显的标志，并提供便于安装检修的措施并说明各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。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。

（5）测量支持轴承和推力轴承等金属温度的热电偶应与发电机厂配供于发电机轴承上的相一致，测温元件采用双支分列绝缘PT100热电阻（每个轴瓦2个独立温度测点）。制造厂应提出各轴承温度的正常值，越限值，并应提供安装附件。

（6）汽轮机本体温度测点要求留有插座并提供测温元件，随本体配供的其它就地测量仪表（压力表、逻辑开关及液位计等）均配供安装附件（一次门、二次门及排污门、安装支架等）。供买方使用的压力测点及汽水分析取样则要求带一次门及仪表取样管。对于温度大于400℃或压力大于4MPa的测

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议点，要求配两个隔离门，并采用进口产品。

（7）本工程不采用玻璃管温度计和电接点压力表。重要的保护测点应设三个测点，满足保护中的三取二的逻辑要求。

4.1.3.3 汽机安全监测保护系统（TSI）

（1）TSI由卖方随汽机本体成套供货，包括机柜、显示仪表、机架、就地一次元件、探头至前置器的预置电缆，专用测试设备，前置器置于汽机本体接线盒内。卖方应提供装在现场的确保机组安全起动、运行及停机的汽机监测仪表，并对其安装工作予以监督，要求监测项目齐全，性能可靠，与机组同时运行，采用进口本特利3500最新系列、菲利普MMS6000最新系列产品，最终选型由买方确认，并且商务价格不发生变化。

（2）卖方应对TSI（包括发电机部分）全面负责，汽机厂同时负责与发电机厂的协调，提供TSI一次检测部分在发电机、励磁机的安装支架及相应的接口。

（3）卖方应提供与安装在机柜内的汽机监视仪表相连的所有放大器、信号调节器及其它辅助设备，系统柜内应设必要的端子，以容纳来自现场设备的输入信号和到DEH、DAS，报警窗及汽机跳闸系统、TDM系统的信号。

（4）应给连到DAS或外部系统的信号提供隔离缓冲器，以防止外部故障传入。这些外部故障可能引起监视系统内的故障，或机组扰动或跳闸。

（5）模拟信号要求为4～20mADC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。

（6）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220VAC,3A.

（7）TSI系统各个探头电缆及延伸电缆采用带铠装保护套管,并且采用与之相配套的探头前置器。（8）该装置应留有与DEH，DCS，ETS，TDM,旁路保护等需用的接口，其形式由买方认可。（9）该装置应配合TDM生产厂家提供TDM所需的所有信号，TDM不在汽机厂供货范围内。

（10）该装置应带有远程诊断维护用的上位机，通讯电缆及相关配套应用软件（包含监控功能软件）。

（11）TSI控制柜由卖方采购，外型尺寸及色标买方统一提供。

（12）该装置应至少包括如下功能，但不限于此：

1）转速测量（包括零转速）：量程一般为0～5000rpm,有0转速档可配自动盘车。可连接指示，记录，报警和超速保护。要求DEH调速部分3个，超速保护3个，零转速2个，就地前箱1个（配危机遮断转速表和传感器），发电机侧测速探头一个。转速测量要求采用两种原理进行测量。

2）轴振动：按机组轴承数装设（包括发电机），探头采用复合探头，测量轴对轴承的相对振动，可连接指示、记录、报警和保护。

3）轴向位移：通过两点对大轴位移进行监测，可连接指示、记录、报警和保护等。 4）胀差：监测各汽缸与转子的相对膨胀差，可连接指示、记录、报警和保护。 5）轴偏心：监测转子的弯曲值，可连接指示、记录、报警和保护。

6）汽缸膨胀：监测各汽缸前、后、左、右的胀缩值，装有就地表计及远传功能。

7）轴承振动：按机组轴承数装设（包括发电机），测量绝对振动值，可连接指示、记录、报警、保护。键相：提供键相探头（两个）并且提供至少三路输出信号。

9）电源要求：汽机TSI机柜接受由买方提供的两路交流220V+10%-15%，50Hz±2的单相电源。要求两路电源互为备用，实现无扰切换,卖方提供两路电源无扰切换装置，由TSI系统本身实现切换。若TSI要求其它等级电源，由卖方自行解决。

10）机柜要求：机柜的防护等级为NEMA12，机柜门应有导电式门封垫条，机柜的设计满足电缆由机柜引入的要求，所有仪表的模拟量信号及开关信号引至端子排，所有端子排和端子都有清晰规范的标识。端子排采用魏德米勒系列产品。（端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均由“非燃烧型材料制造”。柜内电缆、接线符合IEEE的防火规范）。TSI柜由卖方提供，外型尺寸及色标买方统一提供。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 11）TSI系统备品备件随TSI系统一起提供，每种型号的设备至少提供一个备品。 4.1.3.4 保护装置

（1）汽轮机必须设有成熟可靠的超速保护系统，防止超速。动作值为额定转速的110～112%，复位转速应高于额定转速。

（2）超速保护系统的跳闸系统应有联锁保护，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。

（3）从超速保护系统动作到主汽阀门和再热汽阀完全关闭的时间应小于0.3秒。各级抽汽逆止门的紧急关闭时间应小于1秒。

（4）汽轮机组应能在单元控制室操作台上及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。

（5）卖方应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）有关采暖抽汽的保护，由卖方提供相应的措施。 4.1.3.5 汽机数字电液控制系统（DEH） 4.1.3.5.1 基本要求

（1）汽机数字电液控制系统（DEH）由卖方统一供货。卖方负责设计和提供一套完整的数字电液控制系统，它包括DEH系统设计所需的所有仪表、控制设备，EH油系统，并对其安装做好指导。其中电子装置部分买方要求卖方承诺：

——DEH要与DCS系统一体化，构成DEH控制系统的硬件配置及相应软件与买方的DCS采用相同硬件(国产包括上海新华、国电智深、和利时（该品牌与东汽350MW供热机组无配合业绩），进口包括OVATION、FOXBRO I/A、ABB Symphony、HIACS-5000M等，且不限于以上品牌)，即在买方确定DCS选型后，书面通知卖方，卖方以这种DCS的硬件、软件进行设计，并不涉及任何费用的增加。卖方有责任及义务对DEH系统（包括电子部分和液压部分）全面负责，统一考虑，并提供DEH一次检测部分的安装接口和与DEH液压油系统的接口设备及相应的接口资料，提供卖方对DEH的详细要求及逻辑图、调节框图、SAMA图，相关的汽机本体资料、说明、曲线等。

如果DEH与DCS系统不能实现一体化，DEH系统无论采用国产或是进口品牌（具体选型由需方确定），不再发生商务价格变化；并且卖方负责做好DEH与DCS的接口，满足DCS系统的接口要求。

――构成DEH控制系统的硬件配置及相应软件要求与DCS采用相同软硬件。（若与DCS采用不相同软硬件，卖方有责任及义务对DEH系统与DCS的通讯接口负责及配合，提供相应的通讯接口设备，并不涉及任何费用的增加。）

――删除

（2）DEH系统应是采用以微机为基础的分散控制系统和高压油动机系统构成的汽轮机调节系统。（3）该控制系统应有很高的可靠性、易操作、易维修，灵活性强，有自诊断功能，应提供关键部件备品以防发生危险状况。

（4）数字电液控制系统应是以微处理器为基础以LED和键盘操作为主的控制系统。CPU和过程I/O将是冗余配置的。

（5）DEH系统包括微机处理单元，过程输入输出通道，数据通讯系统，人机接口，液压伺服系统和必要的就地仪表等。

（6）通过采用适当的冗余技术和可诊断到模件级的自诊断技术来保证DEH系统的高可靠性。（7）所有进入控制系统的重要模拟量（转速、功率、压力等）三重冗余，重要开关量三重冗余或双重冗余。控制和保护控制器所用的重要模拟量和开关量均分别设置I/O通道及发送器等。对操作员输入命令有适当的规则进行检查。任何个别元件故障不会影响整个系统的工作。当供电电源中断或传感器、驱动装置出现故障时，系统得到保护。

（8）DEH系统有良好人机界面。对机组的起停运行监控和系统的自诊断信息高度集中在LED画面和键盘上。

（9）系统按照“失效保护”和“安全自锁”的原则进行设计。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议（10）系统有防电磁和射频干扰措施。

（11）DEH留有与分散控制系统DCS，汽轮机监测保护（TSI），汽机事故跳闸（ETS）及其它常规设备接口，其通讯联系或接线形式，由买方认可。DEH系统的可用率至少为99.9%。

（12）卖方应负责配合DEH与DCS双向通讯接口（包括硬件和软件），以便能够使DEH与DCS信息共享。

（13）买方不接受要求单独接地的DEH系统。

（14）应对整个系统进行工厂验收试验、演示和现场试验。测试验收除满足本协议要求外，还应满足电力部颁发的“DL/T 656-1998(2005复审)火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程”。

（15）DEH控制装置应具有时钟系统时钟校准信号功能并提供相应设备。

（16）DEH控制柜由卖方采购，外型尺寸及色标买方统一提供。

4.1.3.5.2系统功能要求 DEH系统至少具有以下功能：

(1) 该装置应具有“自动”（ATC），“操作员自动”，“手动”三种运行方式。 (2) 转速控制

DEH系统能自动地实现将汽机从盘车转速逐渐提升到额定转速的控制。自动升速系统的设计与充分考虑蒸汽旁路系统的影响，以适应投入蒸汽旁路系统和不投旁路运行的启动升速方式。DEH系统能够实现通过中压缸启动和高压缸启动。

DEH系统除具有同期卡件实现发电机组的自动同步并网外，还具有与自动同期装置的接口，以便与自动同期装置配合实现发电机组的自动同步并网。 (3) 负荷控制

DEH系统能在汽轮发电机并入电网后实现汽轮发电机从接带初始负荷到带满负荷的自动控制。并根据电网要求，参与一次调频。DEH系统能实现供热负荷的自动控制。DEH系统能实现自整区内电负荷与供热负荷的牵连调节。

(4) 启停和运行中的监视和操作功能。 (5) 甩负荷控制功能

当机组从不同负荷（包括电负荷和热负荷）跳闸解列甩至零负荷时，该系统能自动控制汽机转速维持在空转状态，等待重新并网。 (6) 阀门管理与阀门试验

DEH系统能实现两种进汽方式的切换，实现节流调节和喷嘴调节，在切换过程不产生大于1000kW的扰动。DEH系统具备对高、中压主汽门及调节门逐个进行在线试验的功能。 (7) 超速保护控制（OPC）和超速跳闸保护（OPT）

(8) 当CCS投入时，电调系统满足锅炉跟踪、汽机跟踪、机炉协调、定压变压运行、快速减负荷（RUNBACK）、手动等运行方式的要求。

(9) 该装置能监视主机状态、汽轮发电机组辅助设备状态及汽机热应力。

(10) 该系统在带负荷运行中，能使汽轮发电机组及其主要辅助设备按设定要求自动启停。

(11) 显示，报警和打印。所供电调系统的LCD屏幕，能向运行人员提供汽轮机启动和运行过程中的全部信息（如参数曲线等）及每一步骤的操作指导，而显示报警打印的信息画面及事故追忆的内容由卖方提供，买方认可。

(12) 该系统具有检查输入信号的功能，一旦出现故障时，给出报警，但仍能维持机组安全运行无需运行人员干预。该装置具有内部自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能自动切换到手动控制，同时切换所有动作输出，并发出报警。

（13）该系统应有双微处理机容错功能，手动，自动切换功能，功率反馈回路的投入与切换功能。 (14) 该装置应具有最大，最小和负荷变化率限值的功能。

(15) 该装置能够满足机组中压缸启动的要求（如果汽机具有此功能）, 该装置能够满足供热抽汽控制，机组采暖热负荷调节功能根据热负荷对抽汽快关调节阀、联通管调节蝶阀进行控制等。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 (16) 具有仿真功能。

(17)系统的调节性能指标必须达到国家及国家电网和山东电网的有关规定要求。 4.1.3.5.3设备规范

DEH控制系统设备包括电子控制装置，液压系统和就地仪表设备三部分。（1)电子控制装置

1) DEH系统电子部分硬件至少包括基于微处理器的控制机柜、操作员站、打印机和工程师站及硬手操插件板。

2) 处理器、通讯、电源模块冗余配置。冗余控制器数量不少于2对，模件的切换时间和数据更新周期能保证系统的控制和保护功能不会因冗余切换而丢失或延迟。处于备用状态的冗余处理器能跟踪运行处理器的组态和变化。

3) 处理器模件中的随机存储器（RAM）有电池作为数据存储的后备电源，电池的更换不影响模件工作。某些重要数据能保持三个月以上。

4) 电源故障属于系统的可恢复性故障，一旦重新受电，处理器模件能自动恢复正常工作而无须运行人员的任何干预。

5) 提供对热电偶、热电阻及4～20mA DC信号的断线和短路检测功能，这一功能在每次扫描过程中完成。

6) 所有I/O模件，能满足ANSI/IEEE472“冲击电压承受能力试验导则（SWC）”的规定，能带电插拔，在线更换。

7) 在整个运行温度环境内，DEH的模拟量输入信号的精度：高电平为±0.1% ，低电平为±0.2%，模拟量输入信号精度不低于±0.25%，系统设计满足在六个月内不需手动校正而保证这些精度的要求。 8) 通过I/O模件，DEH系统能为4～20mA二线制变送器和阀位变送器提供24V DC电源，而不论该变送器是否随DEH成套供应。当某些变送器不需系统提供24V DC电源时，也能在模件上方便地将24V DC电源切除。

9) 数字量输出模件采用电隔离输出，并具有3A·240V AC或1A·110V DC的分断能力。若要驱动更大的负荷时，卖方提供中间继电器或接触器并安装在DEH系统配供的机柜内，并提供可靠的电源。 10) 接受变送器输入信号的模拟量输入模件，其任一输入端短路时，都不影响其它输入通道，否则，为每一输入通道设置单独的熔断器进行保护。在机柜内，熔断器的更换方便，不需先拆下或拔出任何其它组件。

11) 每一个数字量输入、输出通道都有单独的熔断器或其它相当的保护措施。

12) 机柜结构符合IEC标准，控制室和电子设备间内不低于IP20，厂房内现场环境不低于IP54，并设计成底部或顶部进出电缆。

13) 为保证系统运行的可靠和留有扩展的余地，机柜内每种类型的I／0点通道都留有15% 备用；每个机柜内有15% 的模件插槽备用量；控制机柜内处理器的处理能力有60% 的余量；操作员站处理器的处理能力有40% 的余量；处理器的内部存储器有50% 的余量，外部存储器有60%的余量。

14) DEH配供一台操作员站和一台工程师站，卖方应承诺其显示器采用与DCS相同的型号及配置。 15) 高压抗燃油系统的全部设备应由DEH负责监控，所有I/O点接入DEH。 16）DEH系统超速保护OPC电磁阀采用进口直流220V电源结构。（2)软件

1) 卖方提供一套完整的满足招标文件要求的程序软件包，包括实时操作系统程序、应用程序及应力计算程序，并负责系统的生成、组态，CRT画面生成和打印表格式生成等。

2) 所有的算法和系统整定参数驻存在处理器模件的非易失性存储器内，执行时不需要重新装载。 3) 在工程师工作站上能对系统的组态进行修改。系统内增加或变换一个测点，不必重新编译整个系统的程序。

4) 查找故障的自诊断功能能诊断至模件级故障。报警显示使运行人员能方便地辨别和解决各种问题。卖方明确定义系统自诊断的特征。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议

（3)电源

DEH总电源装置能接受由买方提供的两路交流220V+10%-15%，50Hz±2Hz的单相电源（其中一路来自不停电电源UPS，另一路来自厂用保安段电源）。两路电源在DEH电源装置内互为备用，自动切换。还提供两路直流220V+10%-15%的单相电源。卖方将DEH总电源，合理地分配到所提供的每一个机柜、操作员站和工程师站等，并在各个机柜和站内配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备。（4) 液压系统（EH） 1）供油单元

a. EH供油系统是组合式结构，由油箱、油泵、过滤器、蓄能器、冷油器、再生装置、油管路，各种阀门及端子箱等基本部件，以及用来监控供油系统运行工况的就地仪表（选用抗振仪表）、控制设备组成。

b. EH供油系统采用抗燃油作为工作介质。并提供正常油量250%抗燃油量(包括150%的备用油量)。抗燃油采用进口产品。

c. 抗燃油液压系统各部件，采用0Cr18Ni9不锈钢材质。

d. 提供两台100%油泵(采用进口产品)，两泵之间设电气及油压联锁。两台100%容量的冷油器(采用闭式循环冷却水系统供水)。

e. 提供油箱温度控制装置来维持抗燃油温度在一定的范围以内。

f. 在EH油系统中提供蓄能器作为缓冲装置，并能在两台供油泵瞬间失去电源时(小于5秒钟)维持供油压力，可不使汽机跳闸。 g. 设置合理的油取样点及取样工具。 h. 能实现就地及远方操作。

i. 循环泵、再生泵采用进口产品。 j. 油再生装置滤芯采用进口产品。

k. EH系统设计时，要考虑备用容量，为汽泵、旁路、供热（至少6套调阀）等系统调阀提供控制用油。

l. 设置EH油位远传模拟量监视（采用导波雷达液位计） 2)执行机构

DEH系统的执行机构分别用来控制高压主汽门、高压调节汽阀，再热主汽门和再热调节汽阀，一

般由液压缸，液压块（组件），试验电磁阀（进口）和电液转换器（进口）、位移传感器等组成。执行机构带调节门空载（无蒸汽）的快速关闭全行程时间应小于0.2秒。 a. 基本结构

执行机构采用弹簧复位液压开启式，其开启应由抗燃油压力驱动，而关闭则靠弹簧力。当执行机构快速关闭时，应保证蒸汽阀碟与阀座的冲击力保持在允许范围以内。

根据附加组件的不同，可构成两种不同型式的执行机构，即开关型执行机构和调节型执行机构。试验电磁阀用以在线（遥控）进行定期的阀杆活动试验。调节型执行机构

执行机构应能将汽阀控制在任意的中间位置上，成比例地调节进汽量以适应负荷需要。为此，应在基本结构的基础上附加提供电液转换器（进口）、伺服阀（进口）和位移传感器。为确保获得可靠的阀位反馈信号，位移传感器应冗余配置。 c. 开关型执行机构

执行机构应将汽阀控制在全开或全关位置上工作。 3) 危急遮断系统

危急遮断系统由遮断电磁阀，超速保护控制电磁阀，管路接口，专用阀门及压力开关等组成，用以配合ETS，在异常工况下，使汽轮机紧急停机。电磁阀采用进口产品。

汽轮机应具有就地遮断手段，就地遮断阀应并联一个电磁阀。

当汽轮机配有机械超速遮断机构及手动超速试验杠杆时，危急遮断系统还须与之相接。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议危急遮断系统应按失励遮断原则工作。

遮断回路及电磁阀应冗余配置。遮断回路的设计应保证系统不会拒动，并能进行在线遮断试验。遮断电磁阀应使用直流电源。

在线遮断试验应使被试的遮断电磁阀动作，但不引起汽机跳闸。

超速保护控制电磁阀作用于调节汽阀和再热调节汽阀，当汽机超速时使汽阀立即关闭。超速保护控制电磁阀也应冗余配置。 4) 液压系统电源

液压系统所采用的电气元件或设备，其电源应符合以下规范：控制电源直流 220V

交流 220V 单相 50Hz 动力电源直流 220V

交流 380V 三相 50Hz 4.1.3.5.4 就地仪表

(1) 全套就地仪表由卖方提供，卖方列出DEH系统的用于实现系统控制及保护功能所需的过程参量检测装置，如变送器、阀位传感器、过程变量开关、热电偶、热电阻等的清单供买方确认。所有的液位开关、变送器、电磁阀、限位开关采用进口产品,每种设备由卖方推荐3家有运行业绩的产品，由买方认可。

(2) 所供仪表的量程及精度满足机组在所有工况下监视和控制的要求。过程变量开关的精度、灵敏度及返回特性等能使过程变量在允许范围内时，其报警信号自动消除。

(3) 所有就地仪表的脉冲管路及附件，包括阀门及管接头等，均由卖方提供。

(4) 所供仪表装置由卖方分组集中布置，并根据所处环境选择架装型式或封闭柜内安装型式。仪表架、柜均由卖方提供。

(5) 就地仪表装置（如热电偶、热电阻、压力、差压开关、液位开关限位开关及变送器、传感器等）设置必要的接线盒（箱），作为与DEH系统电气电子部分的接口件。端子盒（箱）以及由就地仪表装置至端子盒（箱）的连接导线或电缆均由卖方提供。

卖方应提供详细的电调装置功能及技术规范书及详细图纸资料。在投标文件中还应填写下列内容： *供货范围； *工程服务范围； *卖方要做的工作； *要求买方做的工作； *工作程序安排；

*推荐的备品备件清单； *质量保证和可用率。

4.1.3.6 汽机事故跳闸系统（ETS）

（1）采用故障安全型系统,至少要满足下列要求:采用双PLC结构，即双CPU,双I/O卡件，双电源系统，设置1对独立的专用控制器。I/O通道及信号均应冗余配置。ETS应有I/O余量，I/O支持热插拔。软件便于修改。

（2）卖方在投标书中应提供ETS硬件配置方案、逻辑图，产品说明、工作范围及其与其它系统的接口。卖方应列出触发汽机跳闸的每个跳闸起动信号的详细来源。ETS保护柜由卖方采购，外型尺寸及色标买方统一提供。

（3）对系统总的要求： a双机并列

b系统I/O裕量不小于15%

c ETS机柜内的电器元件（不包括端子排）选用进口优质产品。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 d其工作电源、I/O模件（三取二输入信号和跳闸电磁阀输出信号）及输出继电器（跳闸电磁阀）采用1：1冗余配置。

E应设置独立于ETS系统的的硬跳闸回路。除在ETS跳机条件接受两个手动停机按钮接点信号外，还需将两个手动停机按钮接点串入ETS跳闸输出硬接线回路。 F冗余设置的IO点应接至不同的IO卡件。

ETS系统硬件采用进口产品,卖方在投标书中至少提供三家进口品牌配置方案供卖方选择,以最高价计入总价。

(4) 汽机事故跳闸系统应满足汽机主机提出的保护要求和整个机组连锁保护跳机要求,至少能在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、再热蒸汽门、抽汽逆止门、供热逆止门、供热快关阀、供热电动门，紧急停机。每个停机动作回路设置投停按钮。

DEH系统110%超速停机（三取二） TSI系统110%超速停机（三取二）

真空低于制造厂给定的极限值（四取二）润滑油压下降超过极限值（四取二）转子轴向位移（三取二）

EH油压下降超过极限值（三取二）

推力瓦温度超过极限值（低值与极限值串接实现保护）高排温度高（三取二）单元机组发电机保护动作发电机出口断路器跳闸 MFT停机手动停机

DEH电源丧失停机 DEH停机

DCS远方停机

轴承金属温度超限

汽机轴承相对振动达到危险值汽机轴承绝对振动达到危险值高中压缸差胀超过极限值低压缸差胀超过极限值

中压缸启动保护（如果有）

用户停机接口（至少六路,具体数量在设计联络会确定）

(5) 卖方保证负责上述各跳闸回路的逻辑编程，做到设计合理。跳闸回路采用双通道，可有效的防止“拒动”和“误动”。

(6) 系统中采用双通道布置成“或”-“与”门通过方式，这就允许在线试验，并在试验过程中起保护作用，从而保证系统可靠性。跳闸电磁阀（AST）为进口直流220V常带电结构。 (7) 电源要求：买方只提供两路交流240V+10%-15%，50Hz±2电源和两路直流220V电源，要求ETS柜内的两路电源能够无扰切换。若ETS要求其它等级电源，由卖方自行解决。

(8) 机柜要求：机柜的防护等级为NEMA12，机柜门应有导电式门封垫条，机柜的设计满足电缆由机柜底部引入的要求，所有仪表的模拟量信号及开关信号引至端子排，所有端子排和端子都有清晰规范的标识。（端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均由“非燃烧型材料制造”。柜内电缆、接线符合IEEE的防火规范。）

(9) CPU中的存储器有40%的余量。存储时其中保存的程序和数据靠蓄电池至少维持6个月。 (10) DI信号的查巡，有指示灯显示其状态。模件间有效隔离。每一个DI点都有熔断器。 (11) 所有的跳闸功能在每次启动前必须进行试验。ETS提供汽机跳闸状态输出接点，数量不

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议小于8副，每个接点由单个继电器完成。

(12) ETS操作面板上提供首出跳闸原因信号指示，提供复位按钮，并留有远方复位接口，操作面板置于ETS机柜。

(13) ETS提供每项保护的解除手段。

(14) ETS提供各单项保护回路的输出接点，接点数量不小于2付，分别用于DAS监视系统和硬报警接线系统，每个接点由单个继电器完成。（15）ETS系统应提供保护在线试验功能。

（16）提供独立于控制系统的硬接线跳闸回路。 4.1.3.7汽机防进水控制

买方按ASME标准TDP-1要求设计控制系统（主要在主控室），卖方需在投标书中提供以下内容： 1）汽机防进水建议说明

2）汽机疏水阀示意图及运行建议说明

3）卖方供应范围清单（如限位开关、电磁阀等）及接口

4）卖方建议的其它要求

4.1.3.8 汽轮发电机组振动监测和故障诊断系统（供接口参考，不在供货范围内） 4.1.3.8.1系统配置

卖方在投标文件中需要详细说明其提供的TSI装置预留的与TDM系统的接口形式、数量等。汽轮发电机组振动监测分析故障诊断系统（TDM）由智能高速数据采集箱（下位机）、工程师站（上位机）及振动分析故障诊断软件等组成。上位机作为工程师站，用于系统的振动分析和故障诊断。上、下位机之间采用通讯的方式相连。（1）系统功能

a.实时在线采样（多通道）。 b.快速富里叶变换（FFT）。

机组启、停（瞬态）数据采集、分析和存储。 c.报警、危急识别和事故追忆（包括动态数据）。 d.机组日常运行（稳态）数据采集、分析和存储。 e.历史资料存储。

f.例行报告，报表输出。

g.振动特征分析：可绘制的图表有波特图、振动频谱图、极坐标图、三维频谱图、波形图、轴心轨迹图和振动趋势图。 h.转子平衡重量计算。 i.系统硬件故障检查。

g.远程通讯及管理，提供振动咨询（两年内免费）。

k.振动故障诊断：可诊断的故障有不平衡、初始弯曲、对中度不好、轴瓦不稳定、油膜振荡、汽流激振、电磁激振、参数激振、摩擦、轴承座松动、共振和高次谐波共振。

l.系统应负责与TSI的硬接线（当系统与TSI为一家制造商供货时也可采用通讯）接口，并提供接线电缆和接插件。

m.提供与SIS网络的通讯接口，接点在测振的接口卡上；并遵从SIS网络供货商对于数据通讯软件、硬件的要求；负责与SIS网络供货商配合，最终保证两个系统的通讯的正常运行。 (2) 输入信号 ·键相信号 ·每个轴瓦振动 ·每个轴X向振动 ·每个轴Y向振动 ·发电机有功功率

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 ·发电机无功功率

输入信号的采集方法，卖方应在投标书中特别说明。 (3) 电源

买方提供的电源等级为：220V AC单相两线制50Hz交流电源。当卖方需要其它电压等级的电源时，需自配变压器。 4.1.3.8.2 设备规范 (1) 总的要求

汽轮发电机组振动监测和故障诊断系统为两台机组共用一套。

a.汽轮发电机组振动监测和故障诊断系统设备的配置应根据本技术规范书的要求和实际工艺系统要求确定，并经买方审查。

b.装设的所有设备应具备在两个电厂汽轮发电机组振动监测和故障诊断系统运行两年以上成熟经验的资格，不得选用没有实践经验的仪表元器件和设备。 (2) 技术要求

a.系统应全部采用汉字显示，操作系统为Windows 2000。

b. A/D分辨率至少为12 bit,最高采样频率为100Hz,精度误差小于0.1%。 c. 3作1024个点的FFT变换所需时间小于等于80ms。 d. 振动幅值0~1000us,相位：0~360度。 e. 转速相对误差应小于0.1%。

f. 主机应选用工业级品牌机，主流配置，系统可保持至少7天以上的历史数据，并应有数据的备份手段（可读写光驱），显示器及主机采用与DCS系统相同的设备。 g. 整个系统应具有较强的抗干扰能力，不受空中偶发电场的干扰。 4.2 凝汽器 4.2.1 设备规范

凝汽器型式：单壳体双流程表面式凝汽器凝汽器型号： N-23000

总冷却面积： 23000m 冷却水设计水温： 20 ℃ 冷却水平均最高水温： 33℃ 冷却水最高水温： 38 ℃

循环倍率： 61（额定工况凝汽量）冷却水量： 41500t/h（THA工况）冷却管内水流速：2.0m/s

凝汽器出口凝结水含氧量：≤ 20 µg/L

凝汽器热井容积： 128m 清洁系数：0.85

冷却水工作压力： 0.2 MPa(g)

年平均运行背压（冷却水温20℃；T-MCR工况）：4.9 kPa(a) 铭牌工况满发时凝汽器背压：11.8 kPa(a) 凝汽器设计工况水阻：≤ 54 kPa 凝汽器汽侧进口允许最高温度：80℃ 凝汽器循环水允许温升：≤9℃

凝汽器出口凝结水过冷度：≤ 0.5℃ 凝汽器设计端差： 4℃ (TMCR工况) 空冷区排出的气-汽混合物的过冷度： 4℃ 4.2.2 一般要求

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议凝汽器在现场组装，由买方负责，卖方提供技术指导、质量监督和验收。 (1) 设计条件

循环冷却水按照城市中水设计。水质检测报告项目全固型物溶解固型物悬浮物全硅活性硅非活性硅游离二氧化碳项目钙离子(1/2Ca2+) 镁离子(1/2Mg2+) 铁离子(1/2Fe2+ 1/3Fe2+) 钠离子(Na+) 钾离子(K+) 锶(1/2Sr2+) 钡(1/2Ba2+) / 总阳离子 mg/L 145.14 23.69 0.054 241.88 16.30 0.41 0.079 / 427.55 mmol/L 7.26 1.95 0.002 10.52 0.42 0.0093 0.001 / 20.16 项目氟离子(F-) 氯离子(Cl-) 硫酸根(1/2SO4-) 重碳酸根(HCO3) 亚硝酸根(NO2-) 碳酸根(1/2CO32-) 硝酸根(NO3-) 磷酸氢根(H2-)(PO4-) 总阴离子 mg/L 2.16 406.78 177.39 74.42 0 0 197.3 10.98 869.03 mmol/L 0.11 11.46 3.69 1.22 0 0 3.18 0.11 19.77 单位mg/L 1328.0 1320.0 8.0 21.38 20.75 0.63 61.78 项目酚酞碱度全碱度全硬度电导率（μs/cm）化学氧耗量（重铬酸钾快速法）mgO2/L pH 单位mg/L 0 1.22 9.21 2170 36.36 6.40 设计条件符合DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》的要求。设计工况：汽机T-MCR工况，设计循环水温允许温升，设计背压。校核工况：汽机VWO工况，循环水量不变，设计背压。汽机TRL工况，循环水量不变，高背压。

(2) 凝汽器能在TRL工况，堵管率5%、平均背压为11.8kPa(a)，以及循环水温33℃下连续运行并保证除氧要求。总冷却面积为23000 m2 。

(3) 在凝汽器的喉部装有两组低压加热器，卖方应合理设计两组低压加热器附近的流场。

(4)凝汽器管材在主凝区采用壁厚为0.5mm不锈钢管TP317L，迎汽流的几排管子和抽空气区域采用壁厚为0.7mm不锈钢管TP317L。

卖方保证管子与管板连接处的严密性，为防止循环水混入汽侧，应提供保证该处严密性措施。卖方应提供凝汽器检漏装置，一台机组提供一套。

(5) 凝汽器的水室设有分隔板，循环水能通过一侧的进出口单侧运行。

(6)在T-MCR工况时，凝汽器管内循环水流速不大于相应管材下的允许值，清洁系数按0.85设计，堵管余量不小于5%。

(7) 在规定的负荷运行范围内，凝汽器出口凝结水的含氧量不超过20PPb。卖方应给出凝汽器真空泄漏率数值267（Pa/min）或运行中的空气泄漏量数值90（kg/h干空气）。 (8) 在T-MCR工况下，凝汽器出口的凝结水过冷度不大于0.5℃。

(9) 凝汽器设计应考虑承受最大工作压力，凝汽器水室设计压力不小于0.4MPa(g)。 (10) 凝汽器能收机组启动、运行、停机过程中的所有排汽、疏水和回水，并良好除氧。

根据排汽、疏水和回水的参数(压力、温度、流量等)，分两路分别接入两个凝汽器挎篮式疏水扩容器，下述排汽、疏水和回水全部直接接入凝汽器。凝汽器接受汽水接口清单：

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议项目来自主汽轮机排汽来自给水泵汽轮机排汽旁路排汽（低压旁路）高排通风阀排汽事故排放阀排汽一号高加事故疏水二号高加事故疏水三号高加事故疏水凝汽器补水低加排空管凝结水泵排空管凝结水泵再循环除氧器溢放水五号低加事故疏水六号低加事故疏水七号低加事故疏水来自汽机本体及其管道疏水来自轴封冷却器疏水来自抽汽管道疏水主蒸汽管道疏水（包括主汽阀等）再热蒸汽管道疏水八号低加正常疏水八号低加事故疏水汽封调节站溢流回汽辅助蒸汽疏水扩容器锅炉启动期间分离器来水采暖凝结水回水运行方式 C（VWO） C（VWO） U U启、停、低负荷 U启、停、低负荷 E E E C（TRL） U U U启、停、低负荷 E E E E U、启动、停机 C（VWO） U启动、停机 U启动、停机 U启动、停机 C（VWO） E E C C(启动期间) C 采暖期连续运行备注 N N N N N N N N N N N N N N N N 汽机厂提供SK SK SK SK SK N N SK SK 锅炉厂提供SK 暂定采暖回水至凝汽器注： C--连续 U--间断 E--事故备用 SK—挎篮式疏水扩容器 N—凝汽器锅炉启动疏水经锅炉储水罐水位调节阀减温减压后，分两路接入两个凝汽器挎篮式疏水扩容器，进凝汽器介质为汽水混合物，介质参数见下表。项目流量压力焓值温度单位 t/h MPa(g) KJ/kg ℃ 参数 277.5 0.754 1358.8 168（饱和温度） (11) 凝汽器内设有为低压旁路排汽用的减温、消能装置（含支撑装置），当旁路系统投入运行时，低压缸排汽温度不超过其限定值。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 (12) 进入凝汽器的凝结水、疏水和补给水，能得到有效的换热和淋洒，以取得最佳除氧效果。并应防止喷淋水直接冲刷凝汽器管束。

(13) 凝汽器中，为防止加热器等的疏水闪蒸冲击而造成部件损坏，设置挡水板或淋水管。该挡水板应使用厚度不小于10mm的不锈钢板制成。

(14) 凝汽器的设计能使循环水平均分配到所有的管子中。

(15) 卖方负责提供凝汽器不锈钢管及备品管，管子厚度按卖方选定的外径和本技术协议要求的凝汽器水室设计压力进行计算确定并留有足够的裕度，卖方应提供相关的计算书。买方在电厂现场对管子进行100%的涡流探伤，卖方对检查不合格的管子应进行免费更换。

(16) 卖方提供在凝汽器喉部预先装配好的抽汽管道、轴封蒸汽管道、膨胀节以及为保护抽汽管道、轴封蒸汽管道膨胀节和7、8号低压加热器所用的不锈钢保护罩。卖方应保证不锈钢保护罩的设计合理，应使之即保护了有关设备，又不应会影响排汽流场，保护罩更不应受到损坏。

(17) 卖方提供低压旁路系统排入凝汽器的三级减温减压器、疏水扩容器和凝汽器水幕喷水管道及其控制阀组和有关附件，以防止由低压旁路系统排入蒸汽引起排汽温度升高。 (18) 汽机低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢膨胀节，由卖方设计供货。 (19) 凝汽器水室采用衬胶防腐，衬胶厚度不小于3mm。

(20) 凝汽器采用胶球清洗装置，胶球清洗装置由买方单独采购。凝汽器结构的设计应满足水室没有死区，便于胶球回收。

（21）凝汽器水室配置自动排空气阀，每水室一台。排气阀的设计应能满足启动循环水泵时排放空气的要求，由卖方随凝汽器供货。

(22) 所有装配材料、地脚螺钉（包括现场特殊的焊接用焊条）以及在蒸汽空间充满水时所需的支撑件，由卖方提供。

(23) 凝汽器冷却管支承板间的振动频率、凝汽器管束和管板由于蒸汽流动激发的振动频率由卖方负责计算校核，并保证任何阶次的自振频率应避开汽轮机转速和其他可能成为主要振源的机械转速的±20%。 (24) 卖方提供凝汽器的空气抽出管和与真空泵的连接系统图。 (25) 卖方提供就地磁翻板水位计。 (26) 删除。

(27) 保证能接收低压旁路来蒸汽，低压旁路入口蒸汽量暂按高旁40%BMCR容量加上减温水考虑。 (28) 凝汽器补充水应采用喷雾除氧。补水系统按“机组运行期间热井补水依靠凝汽器真空进行”的原则设计。

(29) 挎篮式疏水扩容器应为成熟、可靠的产品。

(30) 卖方提供的疏水扩容器最低限度应满足以下要求：

1）疏水扩容器的设计、制造和检验应符合ASME Ⅷ 《压力容器建造规则》和DL 647-2004《锅炉压力容器安全检查规程》的有关要求。

2）高温高压流体与一般流体应引入不同的疏水扩容器，各疏水扩容器应有足够的容积和具有足够的承压能力，在真空条件下有足够的稳定性；满足所有工况下接受各种疏水和排汽最不利条件的要求，同时要考虑汽水冲击和磨蚀的影响，壁厚应有足够的腐蚀和磨蚀余量。

3）疏水扩容器的汽侧应设有汽侧连通管道，并与凝汽器颈部相连接；疏水扩容器的水侧应设有水连通管道，经水封与凝汽器热井相连接。汽、水连通管道均应在卖方的设计和供货范围内。

汽、水连通管除考虑承压和真空条件外，还应考虑有足够的腐蚀和磨蚀余量，管道支吊架的设计应保证在各种工况下汽、水连通管都不会发生振动。

4）卖方设计的疏水扩容器，应尽量减小工质应对扩容器筒壁的冲刷。进入疏水扩容器的高速和高能流体应有妥善的消能设施；进入疏水扩容器的高温流体应设有降温措施；任何情况下，不应由于流体冲击而引起疏水扩容器的剧烈振动，也不得有冷汽和汽水倒流进入汽缸。

5）卖方的疏水扩容器上，应按压力等级设有不同集箱（干管）。集箱（干管）和扩容器的汽侧和水侧连通管均应有足够的通流截面，避免流动不畅，甚至阻塞。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议在各种工况下，汽连通管不应影响低压缸的安全，也不得冲刷凝汽器管束。

6）卖方提供安装附件，包括疏水扩容器地脚螺栓和有关连接附件。卖方还应提供安装要求（包括安装标高等）和有关安装指导说明。

7）当汽轮机旁路具有安全功能时，疏水扩容器还应做相应的考虑和设计。

(31) 凝汽器内部应提供汽侧进汽水源的导流板，以避免汽水流直接冲蚀管束、加热器支撑结构、加热器保护罩和监测仪表等内部构件。

(32) 卖方应根据电厂所在地的地震烈度，按照国家建筑及设备有关标准，对连接部位、支撑和地脚螺栓进行强度计算保证安全可靠。保证凝汽器各部位的变形、强度与密封都在允许范围内。

(33) 凝汽器主要接管应标明允许管道传递的反力、力矩及管道的最高工作压力，及其最危险的受力组合，如不能满足买方要求，则根据双方要求协商处理。

(34) 卖方提供的凝汽器及其附件的使用寿命应与主机相同，不少于30年。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。

(35) 卖方应提供不同冷却水温、不同负荷下的凝汽器最佳真空性能曲线。 (36) 凝汽器的设计保证管束的振动符合HEI标准规定。

（37）凝汽器结构设计考虑短时能半面停运清洗，另半面工作。被清洗一侧冷凝管和壳体共处高温下工作，冷凝管能承受加大的压应力，工作一侧的冷凝管处于相对较低的温度下工作，冷凝管能承受加大的拉应力，凝汽器半面运行时，保证机组能带75％额定负荷，并且机组振动不增加。

（38）凝汽器进水室、出水室、返水室、支撑座在卖方厂内焊成部套，水室内壁衬胶防腐完成。凝汽器壳体在卖方厂内下料并加工至组合条件，管板和隔板加工钻孔好，加强管、挡汽板、扩容器等散件发到现场；凝汽器整体组装及冷却管的穿、胀、焊由买方负责，卖方负责技术指导、质量保证和现场验收。安装期间所有备件由卖方提供。 4.2.3 结构要求 (1) 壳体

1) 凝汽器壳体采用焊接钢结构，其强度和刚度能承受管道的转移荷载和设计压力，防止汽轮机传递来的振动造成冲击和共振，同时运行在真空条件下有足够的刚度和稳定性。壳体的设计应考虑能承受凝结器汽侧注水至汽缸轴封洼窝下100毫米真空查漏的强度要求，应有足够的刚度和稳定性。

2) 凡与凝汽器壳体相连的管道接口，工质温度在150℃及以上者设隔热套管。喷嘴和内部管道工作温度超过400℃者，采用合金钢。

3) 为防止高速、高温气流冲击凝汽器管和内部构件，使流量分配装置和挡板具有足够的强度。 4) 壳体上部设人孔门，用于检查低压加热器和抽汽管。在凝汽器上部人孔门外，还设有格栅平台和扶梯。平台和扶梯应符合有关国家标准及安规要求。

5) 壳体上留有各汽、水、排空气、抽真空等管道的接管。

6) 凝汽器壳体上设置电动真空破坏门，采用进口一体化电动装置。阀门进口应有滤网和水封装置。 7) 凝汽器上留有检漏装置接口。

8) 中间支撑板的设置应符合HEI标准（第9版）的规定，支撑板孔径应与管束管径良好配合，孔边缘导角并应无毛刺；支撑板孔间孔位应严格对中，以使管束不受到任何强制力。

9) 卖方提供凝汽器与基础的连接部件。 10) 管束与管板的连接方式采用胀焊结构。 (2) 排汽颈部

1) 排汽颈部与低压缸排汽口为柔性连接，排汽颈部应设有不锈钢膨胀节以吸收来自任何方向的位移。不锈钢膨胀节厚度不小于3mm。

2) 开设必要的孔洞，以便安装设在凝汽器内的设备及管道。

排汽颈部开孔处应能承受设备荷载、有关管道的推力（含力矩），必要时应进行补强。

3) 卖方凝汽器颈部应有足够的强度和刚度，运行在真空条件下有足够的稳定性，不出现超过标准规定的变形。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议为防止排汽颈部变形，应装设有足够的纵向和横向撑杆以提高排汽颈部的刚度。

4) 低压旁路排汽减温减压装置安装在排汽颈部(汽轮机往发电机方向看右侧)，汽轮机低压缸抽汽管道从排汽颈部接出(汽轮机往发电机方向看左侧)。

5) 凝汽器喉部设有两个小汽机排汽接口。 (3) 水室

1) 凝汽器水室应按标准采用衬胶防腐方式进行防腐处理，并加设锌板作为牺牲阳极，以保护管板。其腐蚀裕度符合HEI标准，设计的最小腐蚀余量为2.0mm。管板采用Q235-B复合TP317L复合板。结合碳钢的刚性强度和不锈钢的防腐性能的优点，端管板汽侧为Q235-B材料，水室侧TP317L材料以提高抗腐蚀能力。冷却水管与管板的不锈钢复合层材料相同，冷却水管口无电位差腐蚀。管口与管板采用胀+焊形式，密封性能好，杜绝循环水向蒸汽侧泄露。

2) 水室内部凡接触到循环水的材料具有抗腐蚀能力，采用衬胶方式。

3) 每个水室设置供排气和排水用的接口，循环水出水侧水室上方设真空破坏阀接口。 4) 当循环水入口在水室底部时，设置安全格栅。

5) 水室内部凡接触到循环水的材料具有抗腐蚀和冲蚀能力。

6) 水室设计强度和刚度应满足给定的循环管道设计压力的要求。 7) 卖方应考虑凝汽器端盖的检修拆卸措施，保证检修方便。 (4) 热井

1) 热井出水口设有防涡流装置，并在该处设置滤网，并高出热井底部5～15cm。

2) 热井设放水口，该接口能在1小时内排出正常水位下的全部凝结水。热井设人孔。

3) 热井内部用档板分隔开，并配有用于测量水室导电度的接管和在凝汽器两端管，设置取样水槽和取样管接口。

4) 凝汽器热井设磁翻板水位计，并标记永久性正常水位、高限、高报警、低报警和低限水位等符号。热井水位运行高度范围在高低水位报警范围之间，高、低水位报警之间不小于300mm。对水位的连续测量提供3对接口，包括一次门和平衡容器，用于水位差压变送器的安装（平衡容器的安装满足水位控制和各种高低水位的报警和保护要求）。提供1对DN50水位测量的接口（包括一次门），用于水位开关的安装。

5）温度、压力测点现场开孔，位置由卖方确认。 6) 热井容积不小于VWO工况下5分钟的凝结水量。 7）凝汽器四角最少留有四个真空压力接口。（5）焊缝

1）壳体对接焊缝为双面坡口全焊透焊缝。

2）压力周界焊缝为全深度焊缝，以承受节点可能出现的正向和反向弯曲应力。

3）支撑板作为平面壳体各区周界时，支撑板有足够刚性，且与壳体为双面焊缝，焊缝高度满足最大周界应力要求。

4）壳体其它部分不采用单面无垫板焊缝。（6）焊接

1）焊接工艺的编制保证焊接后的残余应力不危害凝汽器的安全运行。 2）凝汽器本体现场组装焊接，卖方提供焊接详图和编制焊接工艺。（7）焊接检验与评定

1）凝汽器属于分解组装大件，卖方提供的安装总图和部套图纸都明确表明焊缝的无损探伤要求。 2）按照《压力容器焊接工艺评定》进行焊接工艺评定，并作焊缝冲击韧性试验。 4.3 低压加热器（5、6、7、8号低压加热器，按照汽轮机抽汽顺序编排） 4.3.1 一般要求

(1) 低压加热器按汽轮发电机组VWO工况进行设计。

(2) 加热器为卧式、全焊接型，能承受高真空、抽汽压力、连接管道的反作用力及热应力的变化。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 (3) 水侧设计流量能满足110%负荷的凝结水量（以VWO工况的热平衡为基础），最大水侧流速应符合HEI标准。

(4) 买方将在工程详细设计阶段对设备的换热面积进行核算，如果不够，卖方应无偿予以补足。 (5) 当邻近的加热器故障时，给水加热器能适应由此所增加的汽侧流量而持续运行。任一台低加或一组低加退出运行，不影响机组发出铭牌功率。卖方应在运行说明书中指明需限制的运行条件。

(6) 加热器管侧设有泄压阀，用于当加热器的进水阀与出水阀关闭且壳侧存有抽汽时，保护加热器不会因热膨胀而超压。

(7) 加热器壳侧设置泄压阀（安全阀），当管子破裂时能保护壳体的安全，其最小容量能通过10%的凝结水流量或二根管子（四个管口）破裂所流出的水量，取两者中的较大值，并应符合HEI标准。 (8) 加热器设计污垢系数按HEI标准

(9) 卖方提供加热器的热力性能曲线、汽水侧端差、满负荷或部分负荷及前级加热器切除运行的实际流量、特性。

(10) 低压加热器汽侧压降不大于0.02MPa，且不大于与相邻低加压差的30%，以保证低加疏水顺畅。 (11) 正常疏水阀和事故疏水阀由卖方提供（进口），事故疏水量按DL/T834-2003（火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则）为下列两项水量的最大值：加热器水侧两根管子同时破裂（四个断口）时流出的水量；相当于本级加热器水侧总流量的10%。

（12）为减小低压加热器正常疏水及危急疏水管道振动，低加正常疏水及危急疏水调节阀的口径，在本协议规格基础上允许向上或向下两档调整，并不引起价格变化。 4.3.2 低压加热器设计参数：

(1) 加热器管侧设计压力按凝结水泵出口关闭扬程对应的压力。加热器管侧设计压力按凝结水泵出口关闭扬程设计，暂按 4.0 MPa(g)，待凝结水泵订货后最终确认，管侧设计压力变动不引起加热器价格增加。加热器水压试验压力为1.5倍设计压力。

(2) 管侧设计温度按壳侧设计压力的饱和蒸汽温度，如有蒸汽冷却段，则管侧的设计温度应考虑比对应壳侧设计压力的饱和蒸汽温度高20℃。

(3) 加热器壳侧设计压力按VWO工况汽机抽汽压力的110％确定。加热器壳体还应按全真空进行设计。 (4) 加热器壳侧的设计温度按VWO工况中汽机抽汽参数，等熵求取在设计压力下的相应温度。 4.3.3低压加热器结构要求

(1) 加热器设有凝结段和疏冷段，为控制疏水水位加热器应有足够的贮水容积。

卖方应保证在各种工况下疏水区的管子都浸在水中，并有防止两相流对管子冲刷的措施。

(2) 低压加热器壳体应设有现场切割线和对应的标示，便于现场切割筒体，检查内部设备，现场切割部位内部应衬有不锈钢保护环。

(3) 所有加热器的疏水、蒸汽进口设有保护管子的不锈钢缓冲挡板。

(4)加热器壳体应分别装设置启动和连续运行的排气接管，卖方提供排气管道阀门和节流孔板，连续排气量按进入加热器蒸汽量的0.5%设计。所有低加的启动和连续排气均单独接至凝汽器汽侧。 (5) 加热器的管束采用不锈钢成品管。

卖方提供管子最小壁厚、允许负偏差、弯曲减薄量、腐蚀余量和直管取用壁厚；提供最小弯曲半径、最小弯曲半径内弧计算壁厚和取用壁厚。

卖方应说明管束和管板的连接方式，保证该处不泄漏的措施和检验方法。

(6) 当汽轮机跳闸时，为防止过多的闪蒸倒入汽轮机，设在凝汽器颈部的低加，需有防闪蒸的措施。 (7) 低压加热器的凝结水、加热蒸汽、疏水进、出口管均采用焊接连接方式。所有接管应伸出加热器表面至少300mm。

(8)所有低加应设置正常疏水口和紧急疏水口。紧急（事故）疏水口按4.3.1（11）选择。 (9) 加热器上有供充氮保护的接口。

(10) 低压加热器的汽侧和水侧均设置放水口，用于停运和检修时泄压和排尽积水，放水阀由卖方供货。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议水侧每个放水口应设有两道串联的放水阀。

(11) 低压加热器水室最高点应有放气口，用于注水时排放管系内的空气，每个排空气口设有两道串连的排空气阀，该阀门由卖方供货。

(12) 对于水平安装单独放置的低压加热器，靠水室处装设固定支撑，壳体支撑采用滚动支撑，以允许低加筒体自由膨胀。

(13) 卖方提供低压加热器安装用地脚螺栓等附件。

(14)要求加热器有不小于5％堵管余量，在该堵管情况下，低加仍能满足设计参数。卖方提供进行加热器堵管的工艺。

(15)加热器上就地测量的水位和接口位置应能保证测量的准确性，正常水位和事故水位控制器以及水位开关应分开。

卖方提供就地磁翻板水位计。

(16) 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。压力元件的接头为25mm，温度元件的接头应与一次仪表相配。低加本体的压力、水位测点及汽水分析取样测点要求带一次门。每台低压加热器上设有3对水位变送器接口，并配供3只单室平衡容器、隔离阀及安装导管，另设有1对水位开关接口。提供的水位测量接口应不小于50mm，在加热器图纸上应标出正常水位、高水位、高-高水位和低水位。

(17)在加热器外壳和头部都装有拉环以便于外壳或管束的移出，外壳为可移型的，壳体配有钢滚筒支架和临时托架。

(18)加热器设计和制造还应按照劳动部《压力容器安全技术监察规程》和美国ASME《锅炉和压力容器规范》（第Ⅷ卷）中的有关要求进行设计、制造。 (19) 加热器设计应考虑的载荷：

1) 内部及外部设计压力。

2) 运行或试验情况下设备构件及存水总重。 3) 附加载荷、保温层重量、管道重量。 4) 安全阀反力。 5) 支座反力。 6) 地震力。

4.4 随机供应的阀门要求

4.4.1 本技术协议中包括了汽机本体及附属设备所使用各种阀门，卖方提供的阀门均应符合国标或ANSIB16.34，ANSIB31.1以及AWWA标准。

4.4.2 阀门的选用等级及工作参数应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。 4.4.3 所有阀门及附件都应操作灵活，开启、关闭速度稳定。

4.4.4 用于压力表或压差表的一次门，水位仪表的一次门应是焊接式球型阀，以便于清洗水位计和连接管。

就地排气或气动疏水阀应是截止阀。

PN≥4.0MPa疏水管和仪表管使用的一次门，应设两只隔离阀。

4.4.5 所有阀门的电动装置采用进口一体化产品，均应提供该装置的接线图和特性曲线。见4.1.3.1条要求。

4.4.6 所有控制用调节阀，均提供电动或气动装置接线图、调节特性曲线及配备有关附件，并提供调节特性参数表和设备图纸。

4.4.7 用于油系统的阀门内壁均不得涂漆，而采取其他防腐措施。

4.4.8 为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都应设置可调或行程限制器（用于调节阀）。 4.4.9 每只阀门都应带有标识开启和关闭方向的铭牌，还应在阀门上明确标明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，应带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。 4.4.10 真空系统的阀门应具有可靠的密封性。

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议 4.4.11 绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道上必须设有快速关闭的逆止阀，汽机高压排汽管和抽汽管上的逆止阀均应采用强迫关闭式。逆止阀应具有在线试验活动功能。抽汽逆止阀、本体疏水阀所带的电磁阀采用进口产品。

4.4.12 凡是由于热力过程的需要、起动或停时经常操作、安装位置工作条件很差、以及公称压力大于2.45MPa(a)且公称直径大于300mm的阀门、公称压力小于0.98MPa(a)且公称通径大于600mm的阀门，均须设有电动或气动操作机构。

4.4.13 汽轮机本体疏水阀、轴封调节阀，轴封溢流调节阀、轴封减温水调节阀，要求国外进口，卖方应列出以上阀门的技术参数，选型规范、数量清单及推荐制造厂家，供买方认可。 4.5 材料

4.5.1 根据技术要求选择适用的汽机本体及辅机制造材料是制造厂家的责任。并应按有关国标或有关制造厂选用的标准（如ASTM， AISI， ASME，SAE等标准）标出材料型号，当没有这些牌号时，应标明材料制造厂家，材料的物理特性，化学成份。 4.5.2 卖方应提供材料检验记录的副本。

4.5.3 汽轮机零部件的材料应根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等的要求，合理选用材质制造。 4.6 安装和检修的要求

4.6.1 卖方随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。

4.6.2 在汽缸、阀门和导汽管外壳上设置手柄、挂耳或其他装置；重量超过20公斤的汽轮机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，应另配置起吊，卸放和支承装置，以便于安装和检修。 4.6.3 汽轮机配备翻转轴瓦时用的抬轴工具。

4.6.4 汽轮机径向汽封，端部汽封和隔板汽封的结构应能调整间隙。

4.6.5 汽轮机汽缸等重要部件，设有用以进行部件金属材料性能试验的取样部位。 4.6.6 汽轮机配有能固定在转子上用来找中心的专用工具。

4.6.7 在各种运行工况下，与汽轮机本体部分连接的蒸汽管路所产生的推力，不应影响汽轮机的安全运行。

4.6.8 汽轮机出厂时必须做到内部清洁，特别是轴承箱、齿轮箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内应彻底清理干净，并妥善防锈并封闭。

4.6.9 汽轮机具备不揭缸在转子上配置平衡块的条件。 4.6.10 汽轮机考虑必要的防火设备及防火措施。 5 性能保证 5.1汽轮机

为验收卖方提出的性能保证值，对该机组须进行TRL、T-MCR工况以及净热耗值的验收试验。 5.1.1 按照4.1. 1.1条的要求，该机组能连续发出350MW。

5.1.2 按照4.1. 1.2条的要求，该机组应能发出最大连续功率（T-MCR），374MW

5.1.3 按照4.1. 1.4条的要求，汽轮机的净热耗值应不高于卖方提出的保证值，7603kJ/kW.h。 5.1.4 按照4.1.1.5.1的要求，汽轮机在额定采暖抽汽量条件下汽轮机的净热耗值应不高于卖方提出的保证值6164kJ/kW.h。

5.1.5 按照4.1.1.5.2的要求，汽轮机的最大采暖抽汽量应不小于卖方提出的保证值，550t/h。 5.1.6 汽轮机在任何负荷时，各轴承振动在垂直、水平、轴向上双振幅值不应大于0.025mm，在任何轴颈上所测得X-Y双振幅振动值不大于0.05mm，各转子及轴系在通过临界转速时双振幅值不应大于0.125mm。

5.1.7距设备外壳1m、高1.5m处测得的最大噪声应低于85dB（A声级）。 5.1.8 在高加全切工况下，机组应能连续发出额定出力。 5.2 凝结器

5.2.1 在设计工况（TMCR工况）条件下，保证凝汽器满足下述性能数据：

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议年平均运行背压（冷却水温20℃）：0.0049MPa(a)

铭牌工况(TRL工况)满发时，循环水温度为38℃，凝汽器背压≤0.0118MPa(a)

水侧泄漏次数：无过冷度≤0.5℃

端差≤4 ℃(TMCR工况)；

凝汽器出口凝结水含氧量：≤20µg/ L 凝汽器水阻：≤ 50kPa 设备使用寿命：30年；

噪声：离开设备外表面1.0米距离处，噪声小于85dB（A）。冷却水温33℃，TMCR工况条件下：水侧泄漏次数无过冷度≤0.5℃ 端差≤4 ℃

凝汽器出口凝结水含氧量：≤20µg/ L 凝汽器水阻：≤50kPa

5.2.2 校核工况相关参数参照汽机VWO工况：

循环水量不变，循环水入口温度为20℃时，凝汽器背压为4.9 KPa；汽机TRL工况校核：

循环水量不变，循环水温进口温度35℃时，凝汽器背压为10.9KPa。

5.2.3 凝汽器结构设计考虑短时能半面停运清洗，另半面工作。被清洗一侧冷凝管和壳体共处高温下工作，冷凝管能承受加大的压应力，工作一侧的冷凝管处于相对较低的温度下工作，冷凝管能承受加大的拉应力，凝汽器半面运行时，保证机组能带75％额定负荷，并且机组振动不增加。 5.3 低压加热器

设备至少保证满足下述性能数据，如卖方能提出更高的性能数据，以卖方的数据作为性能保证值：项目管侧压力降(MPa) 汽侧压力降(MPa) 给水(上)端差(℃) 疏水(下)端差(℃) 5#低压 0.08 0.005 2.8 5.6 6#低压 0.08 0.005 2.8 5.6 7#低压 0.08 0.006 2.8 5.6 8#低压 0.1 0.01 2.8 5.6 备注各种工况给水温升要求达到对应热平衡图要求；设备使用寿命：30年；

噪声：离开设备外表面1.0米距离处，噪声小于85dB（A）。 6 技术参数表（不限于此）卖方填写设备技术数据，但必须请卖方注意表中的技术数据内容是不完备的，卖方可根据其所供应的设备作必要的修正和补充，并予以说明。对于卖方委托分包商供应的设备，必须列出详细清单，供买方确认。表1 汽轮机设备有关数据表1-1 汽轮机本体有关数据名称型式制造厂转速

单位 r/min 37

数值超临界、一次中间再热、两缸两排汽、抽汽凝汽式东方汽轮机有限公司 3000

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议名称转向（从汽轮机向发电机看）抽汽级数汽轮机允许最高背压值冷态启动从空负荷到满负荷所需时间轴系扭振频率轴系临界转速一阶二阶汽轮机外形尺寸机组总长（包括罩壳）机组最大宽度（包括罩壳）高压缸排汽口数量及尺寸中压缸排汽口数量及尺寸低压缸排汽口数量及尺寸设备最高点距运转层的高度汽机叶片级数及末级叶片有关数据：高压转子中压转子低压转子低压缸末级叶片长度低压缸次末级叶片长度低压缸末级叶片环形面积汽轮机主要部件材质和性能高/中压缸材质低压缸材质高/中压转子材质脆性转变温度（FATT）低压转子材质各级叶片材质汽缸螺栓材质重量：转子（每个转子）上汽缸（每个上缸）下汽缸（每个下缸）总重行车吊钩至汽轮机中心线的最小距离：

单位级 kPa min Hz r/min r/min r/min m m m 个/mm 个/mm 个/mm mm 级级级 mm mm cm ℃ kg kg kg kg 38

2 数值顺时针 8 19.7 ～210 23.2/30.6/35.3/ 154.3/167.2 见表1－8 19.2x8.4x6.6 19.2 8.4 2/φ559 1/φ1400 1/(长*宽) 7820×7300 6.6 Ⅰ+10 7 2x5 1016 633.9 87400 ZG15Cr1Mo1V Q235-B 30Cr1Mo1V 高压≤121 低压≤10 30Cr2Ni4MoV 1Cr13、1Cr11MoV（静叶） 2Cr12NiMo1W1V、1Cr12WMoV（动20Cr1Mo1VNiTiB、45Cr1MoVA 高中压转子：21865/ 低压转子：高压内缸：61877kg 13600 高中压外缸：31600 高压内缸：13700 高中压外缸：～630000 39000

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议名称带横担时转子的转动惯量GD：高/中压转子低压转子 2单位 m 数值～5.3(低压转子) 8.994 67.516 39

华能临沂发电有限公司2×350MW“上大压小”热电联产扩建工程汽轮机设备技术协议表1-2-1 汽轮机特性数据出力kW TMCR TRL工况工况 VWO 工况 70% THA工况 THA 50% THA 30% THA 额定抽汽最大抽汽抽汽量为抽汽量为抽汽量为高加停用厂用汽工工况工况300t/h工200t/h工100t/h工工况况 400t/h 550t/h 况况况 350004 374454 390031 350026 245013 175010 105014 291833 265838 313739 335527 356565 350016 350018 7593 24.2 4.244 4.715 566 566 7587 24.2 4.438 4.931 566 566 7603 24.2 3.942 4.380 566 566 7778 19.04 2.753 3.058 566 566 8078 13.53 2.010 2.233 566 566 8578 8.73 1.280 1.422 566 530 6164 24.2 4.231 4.701 566 566 5292 24.2 4.231 4.701 566 566 6566 24.2 4.231 4.702 566 566 6918 24.2 4.231 4.702 566 566 7243 24.2 4.231 4.701 566 566 7647 24.2 4.057 4.508 566 566 7409 24.2 4.047 4.497 566 566 汽轮发电机热耗值8021 kJ/kWh 主蒸汽压力24.2 MPa(a) 再热蒸汽压力4.21 MPa(a) 高压缸排汽汽压力4.678 MPa(a) 主蒸汽温度℃ 再热蒸汽温度 ℃ 再热蒸汽流量 kg/h 排汽压力kPa 排汽流量kg/h 补给水率% 末级高加出口给水温度℃ 发电机功率kW 566 566 主蒸汽流量kg/h 1080800 1080800 1134840 997600 674900 481650 306600 1080800 1080800 1080800 1080800 1080800 855000 1035900 868176 874034 914887 810704 562797 409530 265315 873329 873332 873319 873337 873334 823107 838107 11.8 3 282.1 4.9 0 282.5 4.9 0 285.7 4.9 0 277.4 4.9 0 254.7 4.9 0 236.6 4.9 0 213.3 4.9 0 282.4 4.9 0 282.4 4.9 0 282.4 4.9 0 282.4 4.9 0 282.4 4.9 0 189.2 4.9 0 279.5 622272 619218 643442 581748 427527 323960 219770 252787 114085 344524 435445 526740 648221 546964 350004 374454 390031 350026 245013 175010 105014 291833 265838 313739 335527 356565 350016 350018 40