生物质发电项目汽轮机技术协议(共64页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上 XX县2x12MW生物质能发电工程汽轮机技术规范书 XX电力工程有限公司2010年7月专心-专注-专业目 录附件1 技术规范附件2 供货范围附件3 技术资料和交付进度附件5 设备监造、接收、检验和性能验收试验附件7 技术服务和设计联络附件8 分包与外购附件9 大（部）件情况附件 技术协议附图附件1 技术规范1.1 总则本技术协议适用于XX2x12MW生物质能发电工程12MW凝汽式汽轮机组。卖方将保证提供符合技术协议书和有关最新工业标准的优质产品。1.1.1 设备运行环境条件 （1）厂址条件 设备安装地点： 室内 电厂海拔高度： 米 多年平均最高/最低气温： 16.9

2、/2.5 多年平均气温： 9.3 年平均相对湿度： 65 地震基本烈度： 度 （2）设备使用条件 机组运行方式： 定压运行 负荷性质： 基本负荷 机组安装检修条件： 机组运转层标高7m， 汽机房行车 20/5 t，汽机房屋架下弦标高：18.5m机组布置方式： 室内纵向顺列布置 冷却方式： 采用二次循环冷却 设计水温22 最高冷却水温度33 周波变化范围： 48.550.5Hz1.1.2 主要技术规范（压力单位中“a”表示绝对压力，“g”为表压，下同。） （1）型式： 中压、单轴、单缸、凝汽式机组 （2）额定功率： 12MW （3）额定参数 主汽门前蒸汽压力： 3.43 MPa.a主汽门前温度：

3、 435 额定排汽压力： 0.00588MPa.a（循环水温33） 旋转方向： 顺时针（从机头看） 额定转速： 3000r/min 额定给水温度： 153.2 冷却水温（设计水温）： 22 最高冷却水温： 331.1.3 回热循环系统回热系统采用一级高加，一级除氧和一级低加，冷渣器接入回热系统。加热器疏水为逐级回流系统，高加疏水回流至除氧器，低加的疏水回流至凝汽器。二台机组采用3台容量各为锅炉额定蒸发量的110%的定速电动给水泵。当锅炉冷渣器取用凝结水冷却时（冷却水从轴封加热器后引出，经冷渣器回至除氧器 ），汽轮机组在各工况下仍能安全连续运行。各工况冷渣器冷却水量要求如下：设计燃料运行工况经冷

4、渣器后的凝结水的温升（待定）工况用水量（t/h）温升（）100% B-MCR1415203075% B-MCR50% B-MCR 1.1.4汽轮机的布置汽机在汽机房内纵向布置，汽机房为左扩建，机组机头朝向固定端：并且从机组机头往发电机方向看，高低压加热器在机组的右侧，油箱布置在左侧，进出循环水管在左侧；汽机房柱距6m。1.2 技术要求1.2.1 汽轮机本体设备性能要求1.2.1.1 铭牌功率（TRL）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12MW（扣除非同轴励磁所消耗的功率），此工况称为铭牌工况（TRL），此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况。1）

5、额定主蒸汽参数及所规定的汽水品质；2） 汽轮机低压缸排汽压力为11.8KPa；3） 补给水率为3；4） 额定给水温度；5） 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6） 一台机组配备两台100%容量的电动给水泵，互为备用；7） 发电机效率不低于97，额定功率因数0.80（滞相）。1.2.1.2 最大连续功率（T-MCR）汽轮发电机组在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（扣除非同轴励磁所消耗的功率）称为最大连续出力T-MCR：1） 额定主蒸汽、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；2） 汽轮机低压缸排汽压力为额定值5.88KPa，汽轮机进汽量为铭牌进汽量；3） 补给水率为0；4） 额定

6、给水温度；7） 发电机效率不低于97，额定功率因数0.80（滞相）；8） 卖方提供机组的最大连续功率值。1.2.1.3 阀门全开工况（VWO）汽轮发电机组能在调节阀全开， 其它条件同1.2.1.2时，汽轮机进汽量不小于1.05倍铭牌进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况。此时汽轮机进汽量为最大进汽量。1.2.1.4 热耗率验收工况（THA）机组功率（当扣除非同轴励磁的功率）为12MW时，除进汽量以外其它条件同1.2.1.2时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况，在此工况下发出铭牌功率时的热耗率值为保证热耗率。卖方提供保证热耗率值（误差为0）。汽轮发电机组的热耗率

7、试验按照GB81170-1987进行。1.2.1.5 汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况： （1）汽轮发电机组轴系（包括联轴器螺栓），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闸或非同期合闸以及电力系统振荡时所产生的扭矩。 （2）汽轮机甩负荷后，允许空转时间不少于15分钟。 （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，至少能满足汽轮机起动后进行发电机试验的需要。 （4）汽轮机在排汽温度高达65下允许长期运行；在不高于80时，能低负荷连续运行。排汽温度达到110时，汽机跳闸。（5）汽轮机允许在制造厂提供的最低功率至最大功率之间运行。（6）汽轮机能允许在凝汽器

8、半边清洗情况下连续运行。1.2.1.6 卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，规定如下： A背压超过 18.6 kPa.a； B机组频率特性不满足1.2.1.10要求； C负荷变化率不满足1.2.1.9要求； D振动不满足1.2.1.13要求； E蒸汽参数不满足1.2.1.11要求；1.2.1.7 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不少于30年，在其寿命期内能承受下列工况，其寿命消耗总和不超过50。 （1）冷态起动（停机超过72小时，汽缸金属壁温已下降至满负荷值的约40以下） 100次 （2）温态起动（停机在10至72小时之间，汽缸金属壁温已下降至满负荷值的约40至80之间

9、） 700次 （3）热态起动（停机不到10小时，汽缸金属壁温超过其满负荷值的约80以上） 3000次 （4）极热态起动（机组脱扣后1小时以内，汽缸金属壁温仍维持或接近其满负荷值） 150次 （5）负荷阶跃10 12000次 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，考虑其松驰性能。 卖方提供的机组应保证在投产第一年因产品质量引起的强迫停用率及连续可调时间的保证值，即机组第一年利用小时数不少于6000小时， 年平均运行小时数不少于7500小时， 连续运行天数不少于180天（非汽轮机造成的停机事故除外）。1.2.1.8 汽轮机大修周期应不少于4年，小修周期应不

10、小于1年。机组的可用率不低于97%，强迫停机率不大于2%。1.2.1.9 机组的允许负荷变化率为： （1）从10050MCR 不少于5/每分钟 （2）从5020MCR 不少于3/每分钟 （3）在20MCR以下 不少于2/每分钟 （4）允许负荷在50100MCR之间的变化幅度为20/每分钟，1.2.1.10 机组在整个寿命期间内能在周波48.550.5的范围内持续稳定运行。根据系统运行要求，机组的频率特性还应满足下表要求。允 许 运 行 时 间 频 率 （Hz）累计（min）每次（Sec）51-51.5303050.5-5118018048.5-50.5连续运行48-48.530030047.5

11、-48606047-47.510101.2.1.11 卖方提供汽轮机运行中，主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以及带负荷能力，至少应满足IEC标准要求。卖方应给出机组在启动和正常运行时，主蒸汽温度的允许偏差值。 机组排汽压力升高到 18.6 kPa(a)时允许机组带负荷持续运行的时间15min及在铭牌功率持续运行时允许的最大背压值为11.8 kPa(a)。1.2.1.12 卖方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、联轴器等负责统一归口，保证机组的轴系有良好的稳定性。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暧机转速和进行超速试验转速

12、。1.2.1.13 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、轴向或横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得二个方向双振幅振动值不大于0.076mm，各转子轴系在通过临界转速时各轴承振动值应不大于0.1mm，各转子轴系在通过临界转速时各轴颈振动值应不大于0.20mm。1.2.1.14 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或带厂用电。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。 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压不高于11.8k

13、Pa.a 范围内，至少具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起汽轮机设备各部件的任何损坏。1.2.1.15 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。1.2.1.16 在随机文件中提供汽轮机的起动程序和必要的运行数据。提供汽轮机在不同起动条件下，定、滑压的起动曲线；从铭牌功率到与锅炉最低负荷相配合的滑压和定压运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。曲线中应至少包括主蒸汽及给水、凝结水的压力、温度、流量；特别是汽轮机冲转到同步并列和并列后负荷上升到满负荷的时间。1.2.1.17 热耗和汽耗率 （1）机组的净热耗率及汽耗率应按下表所列各工

14、况提供资料。序号项 目发电机净功率MW进汽量t/h排汽压力MPa.a补给水率净热耗率kJ/kW.h汽耗率kg/kW.h给水温度冷却水温1额定工况2高加停用工况375%铭牌功率工况450%铭牌功率工况540%铭牌功率工况630%铭牌功率工况 （2）汽轮发电机组净热耗定义如下： 净热耗 = WT(HT-HF) / (KWG-KWe ) (kJ/kWh) 其中：WT： 主蒸汽流量 (kg/h) HT： 主汽门入口蒸汽焓 (kJ/kg) HF： 省煤器进口给水焓 (kJ/kg) KWG： 发电机终端输出功率 (kW) KWe： 励磁等所消耗的功率 (kW) （3）汽轮机在额定工况下，机组的净热耗（保证

15、值）应不大于 kJ/kW.h（ kcal/kW.h）。 （4）卖方应提供附有详细数据（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。热耗试验标准采用ASME PTC 6.1。1.2.1.18 汽轮机的设计扭矩3826N.m 安全系数6 。1.2.1.19 高压加热器不属主机配套设备，但卖方在汽机热平衡计算时，应提供各种运行工况下各加热器端差和参数以及与凝汽器有关数据。1.2.1.20 VWO工况应作为汽轮发电机及辅助设备，回热系统等设计选择的基础。1.2.1.21 卖方对汽轮机至发电机组整个轴系的振动，

16、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，使各轴承负荷分配均匀，并向发电机厂提供靠背轮接口参数，负责其连接。1.2.1.22 距汽轮机罩壳外1米，汽轮机运转层上1.2m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）。1.2.2 汽轮机本体结构设计要求1.2.2.1 一般要求 （1）汽轮机及所有附属设备采用成熟的、先进的技术。不得使用试验性的设计和部件。 （2）汽轮机设计保证在启动和停机过程中其膨胀值、胀差和汽缸的变形都在允许的范围内，以保证机组启动和停机的灵活性。汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，轴承箱有足够的强度及刚度，在

17、任何运行工况下均不发生变形及前倾等现象。 （3）机组的设计充分考虑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 TDP1标准执行。 （4）卖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。并提供下汽缸抽汽口推力、力矩 。 （5）卖方提出汽轮机本体主要部件的金属材料清单。 （6）为对机组进行监视和热力特性试验，卖方在供货范围的设备上，装设足够的测点和探头，测量金属温度等。1.2.2.2 汽轮机转子及叶片 （1）汽轮机转子彻底消除残余内应力，不允许有裂纹和夹渣。汽轮机转子采用主轴、叶轮、隔圈等组成的套装转子套装结构。 （2）汽轮机转子在出厂前进行低速动平衡

18、试验 ，试验精度为轴承的振动速度小于1.2mm/s。汽轮机转子在进行超速试验时，试验按115%额定转速进行，延续时间为2分钟。（3）转子的临界转速符合1.2.1.14要求。 （4）转子相对推力瓦的位置设标记，以便容易地确定转子的位置。推力瓦承受的推力15kgf/cm2，推力瓦块在机组最高负荷时温度90。（5 ）叶片的设计采用先进的成熟的技术，使叶片在允许的周波变化范围内不致产生共振。所有叶片的自振频率均避开激振频率。（6）抽汽口前叶片的设计可以适应抽汽压力的频繁变化，并保证叶片运行的安全可靠。 （7）低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗汽蚀措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。 抗应力

19、腐蚀及抗汽蚀措施如下： A低压末级叶片用材料为2Cr13，次末级叶片用材料为2Cr13，具有较好的抗应力腐蚀能力； B叶片设计动应力小； C末级、次末级叶片采取强化处理； D严格控制叶片制造过程，特别是热处理规范，严格检验机械性能、化学成分、硬度等； E 对叶片进行磁粉检查，如有应力集中，进行除应力处理。 （8） 用于把叶跟紧固在轮缘上的销子有导向孔，供拆卸时钻孔用。 （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） 卖方应提供转子及叶片材料，提供转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。（11） 叶片自带围带。1.2.2.3 汽缸 （1）汽缸铸件做到彻底消除残余内应

20、力，卖方提供汽缸铸件裂纹挖补、热处理厂内的全部质检文件，且汽缸铸件的同一部位不允许挖补两次。汽缸的设计能使汽轮机在起动、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量小，能始终保持正确的同心度。 （2）汽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。 （3）提供低压缸喷水系统中全部设备。 （4）提供保护整个机组用的排汽隔膜阀（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。 （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）汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和推挡间隙，汽封与轴的间隙不大于0.4mm，当转

21、子与汽缸偶有少许碰触时，不致损伤转子或导致大轴弯曲。（8）汽缸保证结合面严密不漏汽。1.2.2.4 轴承及轴承座 （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的25以上，具有良好的抗干扰能力。轴承的失稳转速大于4000r/min。采用的计算方法如下：轴承的失稳转速及对数衰减率采用西安交通大学计算程序。其计算原理为：用传递矩阵法求得系统质量矩阵阻尼矩阵及刚度矩阵，建立分析转子轴承基础系统的稳定性方程并求解。 （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

22、）任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65，各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，使用埋入式双支铂热电阻，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以下长期运行。 （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。卖方提供每块瓦的金属温度测量用铂热电阻，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）机组设置测量轴向位移、胀差和膨胀的监测装置。 （8）轴承座的适当位置上，装设有测量转轴在垂直方向的轴承振动的装置。1.2.2.5

23、 主汽门、调速汽门 （1）主汽门、调速汽门严密不漏，能承受在主蒸汽管道上做1.5倍设计压力的水压试验。（2）主汽门、调速汽门等的材质能适应与其相联接管道的焊接要求。卖方提供主蒸汽管道与阀门接头的焊接方法及坡口加工图。主汽门、调速汽门和外部相连接管道连接尺寸一致，如不一致提供过渡管件，过渡管件的材质与与其相连接管道一致。 （3）提供主汽门使用的永久性蒸汽滤网。 （4）机组起停中，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。1.2.2.6 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，在起动、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

24、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，2台100容量的冷油器、阀门、管道、仪表、满足汽机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、温度计插座和进油管上的活动滤网等。卖方提供装在主油箱内的电加热器，加热油温到40。 （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，仍能保证机组安全惰走。此时，润滑油箱中的油温不应超过75，并保证安全的循环倍率。卖方确保主油箱不漏油。（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。（5）主油箱上设置用于测量油位的磁翻板液位计及油位开关、用于测量油温的就地温度计及PT100双支铂电阻。 （6）

25、汽轮机油系统所用管道及附件是强度足够的厚壁管，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，油系统中的附件不使用铸铁件。（7）所有润滑油系统的泵组设计成能自动启动、遥控及手动起停。 （8）冷油器根据汽轮发电机组在设计冷却水流量和最高冷却水温、水侧污染系数为0.001、管子堵塞5，另加5%的余量情况下的最大负荷设计。冷油器的设计和布置方式允许在一台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或调换。配置双联滤油器。冷油器形式采用管式。 （9）凡有可能聚集油气的腔室，如轴承箱、回油母管等、有排放油气的设施。 （10）应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。 （

26、11）油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管路等，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。（12）卖方提供油系统清洁度的标准，并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。机组惰走时间为30min，提供失去厂用电不烧轴瓦和电动油泵不汽化的措施。 （13）卖方负责提供汽轮发电机组本体油系统的设计并提供阀门和油管道。1.2.2.7 盘车装置 （1）盘车装置是手动啮合型的，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。 （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

27、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，盘车装置与顶轴油泵之间设联锁装置。 （4）提供一套盘车装置，包括手动操纵机构、盘车控制箱（预留远方控制接口）。 （5）盘车大齿轮设置防鼓风罩壳。1.2.2.8 轴封供汽系统 （1）轴封供汽系统是自动的，并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的有关规定，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气装置。 （2）轴封用汽进口处设有永久性滤网。 （3）轴封用汽可来源于抽汽，厂内辅助蒸汽及主蒸汽。 （4）轴封系统上留有压力测点，由轴封压力调整分配阀来满足各轴封的供汽参数要求。 （5）设一台1

28、00容量的轴封蒸汽冷却器。卖方对轴封蒸汽冷却器面积、排气风机容量以及管道系统进行校核，确保轴封系统不向外漏汽。（6）设二台100容量的轴封加热器排气风机，抽出各轴端的汽气混合物，避免蒸汽冒到汽机间及前后轴承箱中。（7）轴封系统采用常规轴封系统。卖方应提供所采用的轴封用汽系统图。（8）轴封供汽系统的电动型调节阀采用国产产品。1.2.2.9 汽轮机疏水系统 （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。系统还能使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。（2）疏水系统为全自动控制。 （3）系统应包括但不限于下列各项： 收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。 汽轮机主汽门上、下阀座的疏水。

29、 汽室进口喷咀间的主蒸汽管道疏水。 各抽汽管道上逆止门的疏水。 管道上低位点疏水。 凝汽器附近疏水集箱上试验用连接件。 汽轮机汽缸疏水。 本体疏水扩容器。（4）卖方提供汽轮机疏水系统图。（5）汽轮机本体疏水阀门采用国产产品。1.2.2.10 凝汽器（1）凝汽器的设计应满足HEI标准或相应国内标准。（2）每台机组配置一台凝汽器，凝汽器按纯凝最大工况（TMCR）进行设计，按VWO工况校核，也能满足33进水温度，背压0.0118MPa，夏季工况下连续运行。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。（3）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75

30、%额定负荷。（4）正常运行时主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。过冷度不大于0.5。（5）凝汽器的管子和管板材料应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。（6）主凝汽器设计中应考虑留出给水加热器疏水、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。（7）凝汽器的管子清洁系数为0.85；在TMCR工况下，凝汽器管内流速应小于2.0m/s， 循环水进出口温升应小于9。（8）凝汽器的强度、刚度设计应考虑承受最大工作压力或真空。且应有合适的设施以允许凝汽器膨胀自如。凝汽器在底部设置弹簧支撑，喉部刚性联接。凝汽器应考虑设有胶球清洗装置。（9）凝汽器应有

31、足够的抽真空设备（射水抽气器系统），以满足机组正常运行的要求。（10）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。 1.2.2.11 低压加热器（1）给水加热器应按汽轮机纯凝最大工况（TMCR）进行设计，按VWO工况校核，并保证在各种工况下安全运行。（2）加热器为立式管壳型，能承受高真空抽汽压力连接管道的反作用力及预应力的变化。 （3）水侧设计流量应能满足100%负荷的凝结水量（以VWO工况的热平衡为基础），最大水侧流速推荐采用HEI标准或国内相应的有关标准。 （4）当邻近的加热器故障停用时，给水加热器应能适应由此所

32、增加的汽侧流量而持续运行。 （5）为控制加热器疏水水位并保证在各种工况下疏水区的管子都浸在水中，该加热器必须有足够的贮水容积。加热器的疏水水位调节按汽液二相阀设计，不设低加疏水泵。 （6）加热器水侧及汽侧均应设有泄压阀。 （7）加热器应有供充氮保护接口。 （8）所有加热器的疏水和蒸汽接口应设有保护管子的不锈钢缓冲挡板。 （9）卖方应列出能达到设计参数，由于漏泄允许堵掉管子的最多根数。 （10）加热器设计和制造应按照劳动部压力容器安全技术监督规程，前石化部、机械部、钢制石油化工压力容器技术规定和美国ASME锅炉和压力容器规范压力容器第一册的有关要求进行设计、制造。 （11）加热器上就地测量的水位

33、和接口位置应能保证测量的准确性。 （12）在加热器图纸和壳体上应标出正常水位、高水位、高-高水位和低水位。 （13）卖方应提供就地耐高温带远传和液位开关（45对）的磁浮子液位计，能输出420mA信号至DCS。（14）卖方应提供和低压加热器配套的全套热工测量、控制监视仪表（见条款13）及设备（15）加热器换热管材质采用 HSn70-1。1.2.2.12 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。危急保安器有两套，其中一套为机械式，另一套电气式。动作值为额定转速的109111。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，并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。卖方提供

34、各种情况下危急保安器动作后最高飞升转速值。 （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。当汽轮机具备再次起动条件时，只有按照起动前的规定操作程序才能跳闸系统重新复位。 （3）从危急保安器动作到主汽阀完全关闭的时间不大于0.5秒。各抽汽止回阀的紧急关闭时间小于1秒。 （4）汽轮机组分别在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）汽机自动保护装置至少在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、抽汽逆止门，紧急停机。 汽机的转速超过危急保安器动作转速。 真空低于制造厂给定的极限值。 润滑油压下降超过极限值。 主汽汽温异常下降或上升。 转子轴向位移与推力瓦温度超过跳闸值。 轴承

35、金属温度超限。 汽机振动达到跳闸值。 发电机保护动作。胀差超过跳闸值（由制造厂根据本体需要确定）。6）卖方应提供防止汽轮机进冷汽和进冷水的测量和控制装置，符合ASME标准中防止汽轮机进水的推荐措施。（仅提供疏水电动门）1.2.2.13 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25时汽轮机保温层表面温度不应超过50。 （3）按规程运行和停机后，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。保温材料由业主自备。 （5）提供汽轮机的罩壳。

36、 （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。1.2.3 随机供应的阀门要求1.2.3.1 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，卖方配套提供的阀门均符合国标，或ANSIB16.34，ANSIB31.1以及AWWA标准，在第一次设计联络会上提供阀门的生产厂家。1.2.3.2 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。1.2.3.3 所有阀门及附件都操作灵活，开启、关闭速度稳定。所有规格和型式相同的阀门零部件可互换。1.2.3.4 用于压力表或压差表的一次门是

37、球型阀，水位仪表的一次门用闸阀，以便于清洗水位计和连接管。 就地排气或疏水阀是塞形阀和球形阀。 对压力较高（PN4MPa）的疏水管和仪表管使用的一次门，设两只隔离阀。1.2.3.5 所有阀门的电动装置，均提供该装置的接线图和特性曲线。1.2.3.6 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。1.2.3.7 用于油系统的阀门内壁均不得涂漆，而采取其他防腐措施。油系统中的阀门及附件不得使用铸铁件，使用耐油垫片和盘根。1.2.3.8 为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都设置可调或行程限制器。1.2.3.9 每只阀门都应带有指标开启和

38、关闭方向的铭牌，还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，带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。1.2.3.10 真空系统的阀门具有可靠的密封性。1.2.3.11 汽机抽汽管上的逆止阀均采用强迫关闭式。（液压逆止阀）1.2.3.12 凡是由于热力过程的需要、起动或停机时经常操作、安装位置工作条件差、以及公称压力大于2.45MPa公称直径大于300mm的阀门、公称压力小于0.98Mpa公称通径大于600mm的阀门，均设有电动操作机构。1.2.3.13 所有抽汽逆止阀的电磁阀及可调抽汽逆止阀采用国内引进技术产品或合资企业产品。1.2.4 材料1.2.4.1 根据技术

39、协议要求选择适用的汽机本体及辅机制造材料。向买方提供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，标明材料制造厂家，材料的物理特性，化学成份。1.2.4.2 卖方提供材料检验记录的副本。1.2.4.3 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。1.2.5 安装和检修的要求1.2.5.1 卖方随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。1.2.5.2 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，另配

40、置起吊，卸放和支承装置，以便于安装和检修。1.2.5.3 汽轮机配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。1.2.5.4 汽轮机径向汽封，端部汽封和隔板汽封的结构能调整间隙。1.2.5.5 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。1.2.5.6 在各种运行工况下，汽轮机能承受与汽轮机本体部分连接的蒸汽管路所产生的推力，不影响汽轮机的安全运行。1.2.5.7 汽轮机出厂时做到内部清洁，特别是轴承箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内彻底清理干净，并妥善防锈。1.2.5.8汽轮机具备有调整危急保安器动作转速的手孔。1.2.5.9 1.2.6 防火要求汽轮机考虑必要的防火设备及防火措施。1.

41、2.7 仪表和控制要求1.2.7.1 总的要求 （1）仪控系统的设计考虑达到最大的可用性、可靠性、可操作性和可维护性。所有元件能在额定工况和推荐的定期检修维护状态下，良好工作30年。 （2）所有仪控设备都按其在电厂中的专门用途设计和供货。卖方根据工艺系统的要求选用包括传感器、信号转换器或微处理器在内的仪控设备，这些设备的正确选择和配置是卖方的责任。 （3）所有仪控设备的配备都基于卖方推荐并在电厂中有先进经验的基础之上。不采用尚处于试验阶段的组件。卖方说明其提供设备产品的使用、性能保证（包括精确度、重复性、对时间和温度的漂移等），并提供其建议的各类产品的样本。 （4）控制、报警、监视和保护等基本

42、功能做到最大实际程度的功能上和物理上的分散，使一个功能的故障不会影响到另一个功能。特别注意保证保护功能的独立性，以确保电厂人员和设备的安全。 （5）就地控制仅作为单个设备的检修和试验用。 （6）控制系统遵循下列故障标准： a、单一故障不引起整个控制系统的故障。 b、单一故障不引起锅炉或汽机/发电机保护系统误动和拒动。 c、控制功能分组（系统块），做到任何一个系统块的故障时，仅局部到解列控制系统的一部分。此局部解列很方便地通过运行人员人工实现。 d、控制系统结构作冗余考虑，以使控制系统单一故障不会引起运行的控制设备故障和备用控制设备无法投入。 e、如因控制系统的某个故障而引起一个电厂设备或控制功能的的执行级对控制信号没有反应（如远程手动操作），则能有效解列此设备或控制功能。 （7）要达到上述要求，仪控系统有自检手段，在其对工艺过程形成实际的干扰前将内部故障检测出来。除自检和适当的测试手段以外，保护和安全系统还做到通道的冗余和测量的分散。 （8）要达到严格的故障和自检要求，所有能直接引起机组跳闸的重要参数或信号源考虑冗余（如汽机转速设置独立的三冗余测量）。 （9）对于某些保护动作采用3