热电厂工程超临界供热机组汽轮机技术合同协议（151页）.doc

1、XX股份XX热电厂新建工程2350MW超临界供热机组技术协议（汽轮机）买方：XX公司XX热电筹建处设计院：吉XX设计院卖方：XX有限责任公司年9月16日XX股份XX热电厂新建工程2350MW超临界供热机组汽轮机技术协议签字页买方：XX公司XX热电筹建处代表签字：工程设计单位：吉XX设计院代表签字：卖方：XX有限责任公司代表签字：XX股份XX热电厂新建工程 附件1 技术规范1附件2 供货范围88附件3 技术资料及交付进度114附件4 设备监造（工厂检验/试验）126附件5 性能验收试验131附件6 性能保证违约金134附件7 技术服务和联络135附件8 交货进度143附件9分包商/外购部件情况1

2、44附件10 大件部件情况145附件1 技术规范1 总 则本技术协议适用于XX股份XX热电厂新建工程（2350MW）国产燃煤超临界供热机组的汽轮机及其附属设备，它提出了设备和其辅助设备及附件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。买方在技术规范中提出了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，卖方提供一套满足本技术协议和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，满足其要求。若卖方所提供的技术协议前后有不一致的地方，以更有利于设备安装运行、工程质量为原则，由买方确定。 卖方提供的设备是成熟可靠、技术先进的产品。卖方提供与本项目相近似抽汽压力

3、的已投运机组的详细业绩。本次投标的供热汽轮机工业为不可调抽汽、采暖抽汽为调整抽汽，机组按照“以热定电”的原则设计，卖方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。卖方说明投标机型的主要结构特点、本次投标机型与已经生产设计机型的差异、采用的抽汽调节方式等。 卖方对供货范围内的汽轮机成套系统的设备（含辅助系统与设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。分包（或对外采购）的产品制造商事先征得买方的认可。对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。卖方执行本技术协议所列标准。各标准有矛盾时，按较

4、高标准执行。卖方提供的设备是成熟可靠、技术先进的产品，卖方有2台（套）及以上同类机组的良好运行业绩，并在安装、调试中未发现重大设备质量问题或已有有效改进措施。2014年5月1日前，卖方提出合同设备的设计、制造、检验/工厂试验、装配、安装、调试、试运、验收、性能试验、运行和维护等标准清单给买方，买方确认。在合同签定后，买方有权因规范、标准、规程发生变化而提出一些补充要求，在设备投料生产前，卖方在设计上给以修改。买卖双方技术谈判形成的供货合同的技术协议、会议纪要与合同正文具有同等法律效力。本工程设备由卖方负责与发电机厂和锅炉厂的技术协调工作。技术协议生效后由卖方向锅炉厂提供热平衡参数，向电机厂收取

5、发电机轴系计算资料，并负责轴系计算和连接。技术协议签订后卖方向锅炉厂和电机厂提供配合资料。买方对卖方的产品所含有的专利技术不额外支付任何费用。本工程采用KKS标识系统。卖方在中标后提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识有KKS编码。具体标识原则由设计院提出，卖方按此原则进行KKS编码的编制，由买方最终确认。1.1 工程概况XX热电厂新建工程厂址位于吉林省，由XX集团XX公司投资建设，属区域城市热电厂，本期建设规模为2350MW国产超临界供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施。本工程设计热负荷为：采暖供热面积1200104m2，工业蒸汽为40t/h（预留）。接入系统：暂按以2回220KV线路接入拟

6、建东南500KV变电站，具体方案由接入系统可研审查确定。煤源：设计煤种及校核煤质均采用霍林河褐煤，铁路运输。水源：采用长春市东南污水处理厂经深度处理后的再生水（中水），不足部分及再生水备用水源拟采用新立城水库地表水。启动汽源：由140t/h启动锅炉引接。本工程地震基本烈度为7度，反应谱特征周期为0.46s，场地土类型为中软土，建筑场地类别为类。主厂房零米海拔标高约为218.8m。 气象特征与环境条件：长春市位于东北地区中部，属于缓坡状丘陵地带。气候特征是双阳地区属中温带半湿润大陆性季风气候区，春季干燥多风，夏季湿热多雨，秋季凉爽温暖，冬季寒冷漫长，具有四季分明，雨热同季，干湿适中的气候特征。具

7、体气象条件如下：累年平均气压 989.0hpa累年平均日照时数 2491.1h累年平均气温 5.5累年平均最高气温 11.2累年平均最低气温 -1.1累年极端最高气温 37.9 （2001年6月4日）累年极端最低气温 -38.6（2001年1月13日）累年一日最大降水量 160.2mm（1991年）累年一小时最大降水量 92.9mm（1991年7月22日）累年最大连续降水量 277.6 mm，连续6日，终止日1991年7月24日累年最多降水量 871.9mm（1991年）累年最大10分钟最大降水量 27.3mm（1978年）累年最多雷暴日数 52d累年平均雷暴日数 34.7d累年10min平均

8、最大风速 21.7m/s （2003年）累年最大冻土深度深度 159cm（1960年17天/3月）累年最大积雪深度 24cm（2000年3个/1月）累年平均相对湿度 65累年全年主导风向 SSW累年全年夏季主导风向 SSW累年全年冬季主导风向 WSW 基本风压： 0.65kN/m2 大件设备运输条件：电厂所需大件设备拟全部采用铁路运输进厂或公铁联运的方式进厂。长春市作为吉林省省会城市，铁路交通比较发达，电厂所需大件设备由厂家所在地通过铁路运至长春火车站后，再通过奢岭火车站进入电厂铁路专用线直接送至电厂，如采用公路运输可直接经高速公路接长清公路进厂。本工程大件设备公路运输调研报告已由沈阳大件货物

9、运输有限公司编制完成。1.1.1 服务设施1) 工业冷却水：本工程循环水的补充水的水质为城市中水。辅机冷却水系统采用采用闭式除盐水系统，设计水温38，供水压力约0.30.5MPa（g）2) 厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.490.8MPa，最高温度为50。3) 厂用电系统电压：中压：中压系统为6.3kV三相50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为6kV。低压：低压为400/230V三相50 Hz；额定200kW以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相220V。直流控制电压为110V，来自直流系统，电压变化范围从94121V。应急直流油泵电机额定电压为220V直流，与直

10、流系统相连，电压变化范围从187242V。设备照明和维修电压：设备照明由单独的400/230V照明变压器引出。维修插座电源额定电压为400/230V、56A三相50 Hz。1.1.2 机组布置方式汽轮发电机组纵向布置，机头朝向固定端，汽机房运转层为大平台结构。锅炉采用紧身封闭布置。汽轮发电机组运转层标高为12.6m。考虑检修场地的需要，两台机组之间设一个零米检修场。1.1.3 机组运行条件1.1.3.1 机组负荷性质非采暖期，机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力。采暖期，遵循以热定电原则，机组提供采暖热负荷。1.1.3.2 启动、并网和带负荷机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式

11、下参数配合的要求。卖方提供上述不同启动方式下从启动到并网到满负荷的启动曲线，曲线中至少包括蒸汽温度、压力、流量和汽机转速、负荷、动静部分的膨胀及胀差值等，特别是从锅炉点火到汽机冲转的时间，到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时间。1.2 主要技术规范1.2.1 概述。本工程装设两台350MW、单轴、双缸、双排汽、湿冷、一次再热超临界供热抽汽式汽轮机。当汽轮发电机孤立运行时和与其它发电机组并列运行时，都能平稳地、有控制地向系统供电。非采暖期工况按复合滑压运行方式考虑，供热工况定压运行。1.2.2 额定功率（在发电机端）： 350MW。1.2.3 汽轮机型式：超临界、一次中间再热、单轴双缸双排汽、

12、双抽汽凝汽式机组，回热级数八级。1.2.4 机组的额定参数高压主汽阀前主蒸汽额定压力 24.2MPa.a高压主汽阀前主蒸汽额定温度566中压主汽阀前再热蒸汽压力 90%汽机高压缸排汽压力（再热系统压降按8%高压缸排汽压力考虑）中压主汽阀前再热蒸汽额定温度566最终给水温度 282（暂定）转速 3000r/min 设计背压： 4.9kPa.a 额定冷却水温度： 20额定采暖抽汽压力：0.4MPa（可调节，调节范围0.2450.5 MPa，暂定）额定采暖抽汽温度：263.6（暂定） 额定采暖工况抽汽流量：405t/h最大采暖工况抽汽流量： 600t/h工业抽汽压力：1.915Mpa工业抽汽温度：4

13、68.8额定工业抽汽流量：40 t/h最大工业抽汽流量： 40t/h 最大单抽采暖工况1抽汽流量： 600 t/h （工业抽汽 0 t/h）（VWO,短时运行）最大单抽采暖工况2抽汽流量： 550t/h （工业抽汽0 t/h）（TMCR,长期运行）最大双抽工况1抽汽流量：550t/h（工业抽汽40t/h）（VWO,短时运行）最大双抽工况2抽汽流量： 500 t/h（工业抽汽40t/h）（TMCR,长期运行）额定双抽采暖工况抽汽流量：455t/h（工业抽汽40t/h）说明：1、本文件中压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力，未加标注处为绝对压力。 2、热力参数以最终热平衡图为准。1.2.5

14、 旋转方向: 从汽轮机端向发电机端看为顺时针1.2.6 冷却方式: 单元制自然通风塔二次循环1.2.7 负荷性质: 机组非采暖期主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力（10040范围）。采暖期满足供热负荷要求。机组能满足锅炉负荷为35%BMCR及以上时，投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。1.2.8 机组布置方式: 室内纵向布置，从汽机向电机方向看，锅炉在右手方向。1.2.9 机组安装检修条件: 机组运转层标高12.6m1.2.10 周波变化范围: 48.550.5Hz1.2.11 机组运行方式: 定滑定运行（滑压范围为30%90%）1.2.12机组保证使用寿

15、命不少于30年。1.2.13机组能以定滑定和定压运行方式中的任何一种方式进行启动和运行。以定 滑 定方式运行时，滑压运行的范围暂按3090%额定负荷，滑压拐点由卖方优化确定。1.3 设计条件1.3.1 热力系统配置要求：一次再热与三级高压加热器(内置蒸汽冷却器)，一级除氧器和四级低压加器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。采暖蒸汽疏水通过外置的水-水换热器(买方自备)，降温后回至凝结水系统，卖方考虑采暖蒸汽疏水回收至凝结水系统的情况并提供此方案的热平衡图。回收温度设计联络会确定。 机组采用2台容量各为最大给水量50%的汽动给水泵，一台35容量的电动启动给水泵。 汽轮机第三级抽汽除供回热抽

16、汽外还用于驱动热网循环水泵。汽轮机第四级抽汽除供回热抽汽外还用于加热除氧器、驱动汽动引风机、驱动给水泵。汽轮机五级抽汽除供回热抽汽外在采暖期同时还具有对外供热及供50t/h厂用蒸汽的能力。 1.3.2 汽轮机旁路系统：机组设有汽机旁路系统，允许主蒸汽通过高压旁路，经再热冷段蒸汽管道进入锅炉再热器，又允许再热器出口蒸汽通过低压旁路而流入凝汽器。旁路系统的主要功能是： 1) 在机组冷态、温态、热态和极热态启动过程中，能使汽机进口蒸汽压力、温度、流量稳步提高，满足汽轮机的要求，从而缩短机组的启动时间。2)汽轮机采用高中压缸联合启动，提出推荐的旁路容量：35%BMCR（暂定）。3）旁路系统控制功能在机

17、组DCS内实现。卖方不提供就地设备和控制装置。1.3.3 控制要求1.3.3.1 随机组成套供货的控制系统在大型火电机组上有成功应用经验，适合电站特点，并且技术先进、产品质量好、可靠性高、性能/价格比好。1.3.3.2 随机组提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国际标准。不选用国家宣布的淘汰产品。符合控制监视系统的需要，并根据安装地点满足防爆、防火、防水、防尘、防腐蚀的有关要求。所供的仪表控制设备和控制系统得到卖方的确认。1.3.3.3 提供足够的资料以说明对机组的控制要求，控制方式及联锁保护等方面技术条件和数据，包括机组运行参数的报警值和保护动作值。1.3.3.4 对随机组提供的热工设备（

18、元件），包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等都有详细说明，注明安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置提供安装使用说明书。1.3.3.5 卖方所提供的重要系统及设备为至少在两个拥有单机容量350MW或更大的电厂有2年以上成功运行经验的成熟产品，其它的在至少同类型机组有2年以上成功运行经验。1.3.3.8 计量单位采用国际单位制单位，如Pa、MPa、t/h、mm、等。1.3.3.9 机组及附属系统配套的仪表控制设备，输入输出信号为标准信号，与DCS留有接口。合同签定时，有买方参加或征得买方的认可。1.3.3.10 卖方按参加DCS系统技术联络会，且提供的设备满足DCS系统设计的要求。1.3.3.

19、11 随主设备成套供货的仪表控制设备和控制系统所有就地机柜的防护等级。室外控制柜防护等级IP65，室内为IP56（防腐），所有接线盒的防护等级IP65。所有就地控制箱柜的钢板厚度至少为3mm，并加烤漆防腐，色标由买方确定。1.4 设计制造技术标准1.4.1 汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为：1) 凡按引进技术设计制造的设备，需按引进技术相应的标准如ASME或IEC等规范和标准及相应的引进公司和其所在国的规范和标准进行设计、制造和检验。2) 在按引进技术标准设计制造的同时，还满足最新版的国家标准和相关行业相应标准规范。3) 在按引进技术标准设计制造的同时，还满足有关安全、环保、消防及其它方面

20、最新版的国家强制性标准和规程（规定）。4) 如果本技术规范书中存在某些要求高于上述标准，则以本技术规范书的要求为准。5) 在与上述标准、规范（规定）相矛盾的条件下，可以采用行业标准。6) 现场验收试验，凡未另行规定的，均按照ASME或IEC试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASME PTC6，蒸汽的性能取自Ernst.schmidt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的SI-单位制0800，0100MPa的水和蒸汽特性图表或IAPWS-IF97规定的水和蒸汽特性图表。1.4.2 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ANSI

21、美国国家标准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EN 欧洲标准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1.4.3 除上述标准外，卖方设计制造的设备还满足下列规程的有关规定（另有规定的除外

22、）：原电力部火力发电厂基本建设工程启动试运及验收规程DL/T5437-2009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规范（汽轮机组篇）DL5011-92原电力部火电工程启动调试工作规定原电力部电力建设施工及验收技术规范（管道篇）DL5031-94电力行业标准火力发电厂设计技术规程DL5000-2000城市区域环境噪声标准GB3096-1993工业企业厂界噪声标准GB12348-1990工业企业噪声控制设计规范GBJ87-1985国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2002年9月28日发布）火力发电厂安全性评价SD264-

23、88火力发电厂汽轮机、锅炉、发电机参数系列标准汽轮机绝热保温技术条件GB7520-871.4.4 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。1.4.5 卖方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，卖方将这些矛盾之处说明，并提交给买方，由买方决定。1.4.6 如果上述标准之间有矛盾时，按较严格者执行。2 技术要求2.1 汽轮机本体性能要求机组工况定义 机组输出功率 机组的额定功率为350MW。额定功率是指机组输出功率。 机组输出功率发电机输出端功率非同轴励磁功率非同轴主油泵消耗功率。2.1.1 铭牌工况（能力工况TRL）汽轮发电机组应能在下列条件下安全连续运行，发电机输出铭牌功率35

24、0MW（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率），此工况称铭牌出力工况，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。此工况条件如下：1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值；蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压力为11.8kPa；3) 补给水率为3%；4) 所规定的最终给水温度；5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 两台汽动给水泵正常运行；7）发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温33，发电机效率为99%（暂定）。8）供热抽汽量为零。2.1.2 机组纯凝热耗考核工况(THA)汽轮发电机组能在下列条件下安全

25、连续运行，此时发电机输出功率为350MW（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率），此工况称为额定工况。此工况的进汽量为汽轮机额定进汽量、出力为机组额定出力。此工况为机组热耗率保证值的验收工况。此工况条件如下：1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值；蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；3) 补给水率为0%；4) 所规定的最终给水温度；5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 两台汽动给水泵正常运行；7）发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20，发电机效率为99%（暂定）。 8）)供热抽汽量为零。2.1.3

26、 汽轮机最大连续出力工况(T-MCR)汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（铭牌进汽量），其它条件同2.1.2时，汽轮机应能安全连续运行，此工况下发电机输出功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）称为机组最大连续出力。此工况也为机组出力保证值的验收工况。2.1.4 调节阀全开工况（VWO）汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同2.1.2时，安全连续运行，汽轮机阀门全开的进汽量不小于105%的铭牌工况进汽量。此工况为汽轮机进汽能力保证值的验收工况。2.1.5 汽轮机最大单抽采暖汽量工况11) 主蒸汽、再热蒸汽参数为VWO工况值，蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压

27、力为4.9kPa；3) 补给水率为0%；4) 全部回热系统正常运行。5) 采暖抽汽压力为0.4MPa；6) 采暖抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：600t/h；7) 汽轮机凝汽器冷却水温为20；8) 发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20；9） 两台汽动给水泵正常运行。10) 机组输出功率为284.8MW。11） 发电机效率为99%。此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能短时期（720天）安全连续运行；此工况的汽轮机进汽量为汽轮机调节阀全开工况（VWO）进汽量，此工况的热耗值为：5246.7KJ/KW.h；低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量

28、要求。此工况作为汽轮机的短时最大单抽供热能力工况。此工况下的机组输出功率为284.8MW 、抽汽量为600t/h和热耗率为5246.7kJ/kWh。2.1.6 汽轮机最大单抽采暖汽量工况21) 主蒸汽、再热蒸汽参数为TMCR工况值，蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；3) 补给水为0%；4) 全部回热系统正常运行；5) 采暖抽汽压力为0.4MPa。6) 采暖抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：550t/h；7) 汽轮机凝汽器冷却水温为20；8) 发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20；9） 两台汽动给水泵正常运行。10)

29、 机组输出功率为276.8MW。11）发电机效率为99%。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；此工况的汽轮机进汽量为（TMCR）进汽量，此工况的热耗值为5406.6kJ/kWh；低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。此工况作为汽轮机的最大单抽供热能力工况。此工况下的机组输出功率为276.8MW、抽汽量为 550t/h和热耗率为5406.6kJ/kWh。2.1.7 汽轮机额定双抽汽工况1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为TMCR工况值，蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；3) 工业补给水为40t/h，补至凝汽器；4) 全部回热系统正常运行；5) 采

30、暖抽汽压力为0.4MPa； 工业抽汽压力为1.915MPa；6) 抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：455t/h（暂定）；7) 抽汽量（工业抽汽量）：40t/h；8) 汽轮机凝汽器冷却水温为209) 发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20；10）两台汽动给水泵正常运行。11) 机组输出功率为280.1MW。12 发电机效率为99%。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；此工况的汽轮机进汽量为汽轮机TMCR工况进汽量，此工况下的机组输出功率为 280.1 MW和热耗率5696.9kJ/kWh。低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要

31、求。2.1.8 汽轮机最大双抽汽工况11) 主蒸汽、再热蒸汽参数为VWO工况值，蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；3) 工业补给水为40t/h，补至凝汽器；4) 全部回热系统正常运行；5) 采暖抽汽压力为0.4MPa； 工业抽汽压力为1.999MPa；6) 抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：550t/h；7) 抽汽量（工业抽汽量）：40t/h；8) 汽轮机凝汽器冷却水温为209) 发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20；10）两台汽动给水泵正常运行。11) 机组输出功率为281.7MW。12) 发电机效率为99%。此

32、工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能短时期（720天）安全连续运行；此工况的汽轮机进汽量为VWO工况进汽量，卖方提供此工况下的机组输出功率282.0 MW和热耗率5271.3kJ/kWh。低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。2.1.9 汽轮机最大双抽汽工况21) 主蒸汽、再热蒸汽参数为TMCR工况值，蒸汽品质满足规定的要求；2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；3) 工业补给水为40t/h，补至凝汽器；4) 全部回热系统正常运行；5) 采暖抽汽压力为0.4MPa； 工业抽汽压力为1.915MPa；6) 抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：500t/h；7) 抽汽量（工业抽

33、汽量）：40t/h；8) 汽轮机凝汽器冷却水温为209) 发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20；10）两台汽动给水泵正常运行。11) 机组输出功率为273.7 MW。12) 发电机效率为99%。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；此工况的汽轮机进汽量为TMCR工况进汽量，卖方提供此工况下的机组输出功率273.7 MW和热耗率5433.7kJ/kWh。低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。2.1.10 机组能以定滑定压启动。滑压运行最大范围可达30-90%。2.1.11 卖方提供成熟可靠的汽轮机启动方式，启动方式满足汽轮机冷态、温

34、态、热态和极热态等不同启动条件下和35%旁路参数配合的要求。卖方提供上述不同启动方式下的汽轮机的启动曲线，启动曲线包括蒸汽（主蒸汽和再热冷、热段蒸汽）、凝结水和给水的压力、温度和流量；特别是从汽机冲转到同步并列和并列后负荷上升到满负荷的时间，以供买方核算，并且卖方与锅炉厂配合提供汽轮机、锅炉联合启动曲线。2.1.12 机组运行频率范围机组在48.550.5Hz频率范围内，汽轮机能安全连续地运行，当频率偏差大于上述频率值时，卖方提出允许运行的时间见下表:频率（HZ）允许运行时间累计(min)每次(Sec)51.5303051.018018048.550.5连续运行4830030047.56060

35、47101046.547.0252.1.13 汽轮机组寿命1) 汽轮机保证使用寿命不少于30年， 30年内汽轮机热疲劳寿命消耗不大于70%。 2) 汽轮机组在其保证使用寿命期内，能承受下述工况：冷态启动停机超过72小时（汽缸金属温度低于该测点满负荷值40%）200次温态启动停机在10-72小时之间（汽缸金属温度低于该测点满负荷值40%-80%之间）1200次热态启动停机10h以内(金属温度已下降至约为T-MCR的80%以上）3000次极热态启动停机1h以内(金属温度仍维持或接近T-MCR）150次负荷阶跃10额定功率/次12000次3) 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

36、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（如定子绕组出口三相和二相突然短路，系统近处三相短路及切除，单相快速重合闸误并列等）。4) 卖方在T-G轴系扭振应力设计时，考虑电网的电气故障对轴系的影响，提交轴系扭振固有频率、疲劳寿命分析及以下数据：a)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%，卖方保证值为0.1%。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0.1%。b)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

37、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%，制造厂保证值为22%。 5) 卖方提供在下列扰动下，轴系寿命疲劳损耗值：发电机出口三相或两相短路，疲劳损耗最大值1。90120误并列，疲劳损耗最大值7。近处短路及切除，切除时间小于150ms时，疲劳损耗3。切除时间大于150ms时，疲劳损耗5。 6) 汽轮机易损件的使用寿命，在供货条件中予以规定。 7) 卖方给出在各种运行方式及工况下，机组寿命消耗的分配数据及寿命消耗曲线,以保证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。各种启动工况下的寿命消耗数据表启动方式次数寿命损耗/次总寿命损耗冷态2000.012%2.4%温态

38、12000.06%7.2%热态30000.002%6%极热态1500.0010.15%正常停机46000.002%9.2%甩负荷（带厂用电）101%10%负荷阶跃120000.00112%合计46.95%8) 汽轮机大修周期不少于5年。9) 汽轮机辅机及主要配套设备和主机具有同等寿命。2.1.14 汽轮机能满足下列运行工况：1) 发电机出口母线发生两相或三相短路，单相短路重合闸或非同期合闸所产生的扭距。2) 汽轮机启动后,在额定转速下空负荷运行时，允许持续运行时间能满足发电机试验的需要。3) 汽轮机能在排汽温度不高于80下长期运行。短期（15min）可为121，如果到达121后温度不能迅速下降

39、，紧急停机并排除故障，如果超过121，也立即紧急停机并排除故障。4) 汽轮机允许在最低功率17500kW至额定功率之间带调峰负荷。5) 汽轮机甩负荷后，空负荷运行时间不少于15分钟，并且不能超速。排汽缸温度不大于120。6) 当汽轮机负荷从100甩至零时，汽轮发电机组能自动降至同步转速，并自动控制汽轮机的转速，以防止机组脱扣。7) 卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，有明确说明即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0.00380.0186MPa（a）范围内，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坏。即倒拖时间限制在1分钟内。8)汽轮机大修周期不

40、少于5年。年利用小时数不少于6500h，年运行小时数不少于8000h，提供机组的等效可用系数大于99%，等效强迫停运率小于1%。2.1.15 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。2.1.16 汽轮发电机组轴系的固有扭振频率在0.91.1和1.862.14倍工作频率范围之外。2.1.17 汽轮机在两相短路时各节点的设计剪切应力、许用应力、安全系数如下：稳态二相短路扭矩N.m应力MPa许用应力MPa应力MPa许用应力MPa1001300.234028.69E+0566.1130156.034038.69E+0541.3152

41、91.143341.24E+0663.6152268.94332.1.18 机组的允许负荷变化率为：10050%T-MCR 不小于5%/min5020%T-MCR 不小于3%/min20%T-MCR以下 不小于2%/min负荷在50%100%T-MCR之间的阶跃变化幅度为每分钟大于10%铭牌功率。在50%T-MCR以下时为5%/min。2.1.19 卖方提供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以及带负荷能力，满足IEC标准要求。表1主汽压力再热压力时 间年平均105%额定压力：在保持平均105%额定压力的情况下，允许106%额定压力不超过在高压进汽正常参数

42、下达最大流量，进汽压力等于105%额定压力的高压缸排汽压力的125%在12个月运行期内表2主汽温度再热温度时 间年平均不超过额定温度：在保持平均不超过额定温度的情况下，允许额定温度+8年平均不超过额定温度：在保持平均不超过额定温度的情况下，允许额定+8在12个月运行期内表32个主汽阀2个再热阀时 间在保持表2温度下，通过两个主汽阀的蒸汽温差14在保持表2温度下，通过两个再热主汽阀的蒸汽温差14在12个月运行期内非正常工况下：表4主汽压力时 间105%额定压力P120%额定压力在12个月的运行期内累积小于12小时120%P额定温度+28T同主汽温度不允许表62个主汽阀2个再热阀时 间通过两个主汽

43、阀的蒸汽温差42通过两个再热主汽阀的蒸汽温差42不超过15分钟，且发生这种工况间隔时间大于4小时卖方分别给出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允许偏差值。正常工况下非正常工况下备 注在额定工况下，主蒸汽和再热蒸汽的温差28温差42但仅限于再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用，当负荷减小时，再热蒸汽温度将低于主蒸汽温度，在这种情况下，当接近于空负荷时，温差可达83，避免短暂的温度周期性波动。2.1.20 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证安全暖机和进行超速试验，轴系各临界转速值（见后表4-5汽轮机发电

44、机组临界转速）。提供轴系扭振、自振频率，在工频10%和二倍工频7%范围内无扭振、自振频率（见表41 汽轮机本体有关数据）。2.1.21 汽轮机在所有稳定运行工况下,在轴承座上测得的双向振幅振动值，轴承盖垂直、横向、轴向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的振动双振幅值不大于0.076mm，各转子及轴系在通过临界转速时双向振幅振动值不大于报警值(0.125mm)，轴承振动值不大于0.08mm。2.1.22 汽轮机背压1) 机组在350MW连续运行条件下，允许最大背压值为18.6kPa。2) 机组允许连续运行最高背压值为11.8kPa，此时机组允许最大负荷为350MW。3) 机组排汽压力升高

45、到报警背压时，卖方提供允许机组带低负荷及持续运行的时间。4) 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机在正常背压至报警背压范围内，至少具有1min无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。5) 汽轮机阻塞背压为3KPa。2.1.23 超速试验时，汽轮机能在112%额定转速下作短期运行，对任何部件不造成损伤，各轴系振动也不超过报警值。2.1.24 热耗保证值1) 热耗率保证a) 机组汽轮机额定双抽工况的保证热耗率不高于如下值：5696.9kJ/kW.hb) 机组纯凝热耗考核工况的保证热耗率不高于如下值：7647.3kJ/kW.hc) 卖方按下式计算汽轮发电机组在汽轮机平均抽汽工

46、况条件下的热耗率（不计入任何正偏差值）。 汽轮发电机组平均抽汽工况热耗率：= 汽轮发电机组纯凝工况热耗率：=式 中：Wt主蒸汽流量kg/hWr再热蒸汽流量kg/h Wc 供热抽汽流量kg/hHc 供热抽汽焓差kJ/kgHt主汽门入口主蒸汽焓kJ/kgHr经再热器的蒸汽焓差kJ/kgHf最终给水焓kJ/kgkWg发电机终端输出功率kW当采用静态励磁、电动主油泵时各项所消耗的功率 卖方按下列条件计算保证热耗率：机组正常运行时驱动给水泵汽轮机用汽轮机第四级抽汽驱动给水泵汽轮机的备用汽源采用冷再热蒸汽。给水泵汽轮机效率80%； 给水泵效率81%；再热系统压降10%；1、2、3段抽汽压损3%，其它各段抽

47、汽压损5%（汽轮机平均抽汽工况）。加热器端差如下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）：1号高加2号高加3号高加5号低加6号低加7号低加8号低加上端差 -1.7002.82.82.82.8下端差 5.65.65.65.65.65.65.6卖方提供在各工况下的给水泵汽轮机负荷。卖方提供附详细数据（包括流量、功率、压降、端差、温升、焓值等）的热平衡图，及有关说明。还提供进行热耗值的测量、计算、修正时用的有关规程、规定。热耗试验标准采用ASME PTC6。 卖方提供下列各项对汽轮机热耗和出力的修正曲线： a) 凝汽器背压； b) 厂用蒸汽（按汽轮机4段或5段抽汽）； c) 汽轮机进汽初参数（主蒸汽和热

48、再热蒸汽）； d) 各级抽汽压损； e) 最终给水温度；f) 锅炉给水泵汽轮机用汽量；g) 补水率；h) 再热系统压降； i) 再热器减温水流量；j) 过热器减温水流量；2) 汽轮机出力a) 机组在铭牌工况的出力为350MW；b) 保证机组在TMCR工况出力为368.1MW；c) 机组在VWO工况的出力为382.7MW；d）机组在汽轮机最大抽汽量工况的出力为最大单抽为284.8MW，最大双抽为281.7MW。3) 汽轮机轴振汽轮机在额定工况运行时，在轴承盖上测得的双向振幅振动值，垂直、横向均不大于0.025mm，在轴颈上测得垂直、横向双向振幅振动值不大于0.076mm，各转子及轴系在通过临界转

49、速时双向振幅振动值不大于报警值（0.125mm）。4) 按下列各工况提供机组的净热耗率及汽耗率(表中抽汽量为:采暖抽汽量)（设置工业抽汽口） 项 目机组输出功率MW采暖抽汽t/h工业抽汽t/h排汽压力kPa补给水率%净热耗率kJ/kW.h汽耗率kg/kW.h铭牌工况350.00011.838070.33.026 T-MCR工况368.2004.907666.62.879 THA工况350.0004.907647.32.832 VWO工况382.7004.907670.22.908 75%滑压262.5004.907672.52.68975%定压262.5004.907771.82.740 50

50、THA175.0004.908162.12.787 40THA140.0004.908420.42.84430THA105.0004.908826.22.954 高加停用350.0004.907932.42.488 平均抽汽280.2 455404.905696.93.784 最大单抽1284.860004.9100%5246.73.907 最大单抽2276.855004.9100%5406.63.829 最大双抽1281.7550404.9100%5271.373.951 最大双抽2273.7500404.9100%5433.73.872 5) 卖方提供汽水参数、流量、功率、压降、端差、温升

51、、焓增等的热平衡图，并提供机组各种校正曲线及有关说明。6) 卖方提供机组最大保证工况的热耗及机组各工况热耗，平均抽汽工况热耗、纯凝工况保证热耗率作为机组热耗验收值。7) 机组热耗试验标准采用ASME PTC6（IEC-B），测定热耗值的仪表及精度，由卖方提出意见，经买方认可。8) 高压加热器不属于主机配套设备，但卖方在热平衡计算时，在热平衡图中提供各种运行工况下各高压加热器参数。2.1.25 VWO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。2.1.26 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。汽轮发电机组轴系计

52、算、汽轮机和发电机的连接设计由汽轮机厂负责，电机厂配合，靠背轮各负责自己部分的供货，连接附件由卖方负责供货。2.2 汽轮机本体结构和设计要求2.2.1 一般要求1) 汽轮机及所有附属设备是成熟的、全新的、先进的产品，卖方有制造相同容量机组及成功运行的实践经验。卖方供货的汽轮机本体范围内疏水阀采用进口阀门。不使用试验性的设计和部件，汽轮机不设化妆板。2) 卖方对超临界机组的选材提供说明，并与卖方已生产过的亚临界350MW机组的材料进行对比。说明包括汽缸、转子、叶片、喷嘴、主汽门、再热汽阀等，包括常规及高温应力下的一般机械性能数据，特别是高温持久强度、蠕变等重要性能及其对寿命和汽机本体性能的影响。

53、材料比较表（见表4-21 汽轮机主要部件材质表）3) 在考虑轴系稳定性时，同时考虑超临界压力引起的高应力及高压段汽封引起的蒸汽涡流激振问题。4) 汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，并能在运行中注入润滑剂。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范围内。5) 机组设计有防止意外超速、振动、进冷汽、冷水、着火和突然振动的措施，防止汽机进水的规定按ASME TDP-1标准执行。6) 卖方对连接到汽缸上的管道，提出作用力和力矩的要求（见表4-11 从管道接口处传至汽轮机各接口处的允许推力和力矩数值）。如果出现外部管道对汽缸、主汽阀及再热汽阀等的作用力和力矩超过了允许的范围的情

54、况，卖方积极配合设计院共同解决。7) 机组设计上有防止启动时高压缸过热的措施为：在高压缸排汽出口处设有高压缸排放装置与凝汽器相连，使高压缸处于真空状态以减少鼓风发热，防止高压缸过热。8) 机组设置35%高低压串联旁路系统。由卖方提出相应的机组启动方式,并且卖方与锅炉供货商配合，提供汽轮机、锅炉联合启动曲线。9) 除回热抽汽及给水泵汽轮机用汽外，机组能供给厂用蒸汽量：汽轮机在带额定负荷时允许的最大供辅助蒸汽抽汽量冷段为100t/h（暂定），四段为50 t/h（暂定）, 五段为50 t/h（暂定）,具体用量在联络会期间确定。10) 机组各级抽汽所能提供的蒸汽量及参数、各级高低加用汽量。11) 在汽

55、轮机中、低压缸连通管上设置控制供热抽汽压力和流量的调节阀,并提供阀门关闭时间。调节阀的电动执行机构采用拉杆连接式的角行程电动执行机构，防止因振动造成执行机构的损坏。执行机器的安装底座由卖方负责设计并提供。12) 机组满足本工程热网加热器采暖抽汽压力范围的要求，平均工况采暖抽汽压力暂定为0.4MPa（可调节），并提供抽汽压力、流量与机组效率、出力的关系曲线。13) 提供采暖抽汽管道上抽汽止回阀（进口）、快关阀（进口）以保证机组的安全，采用焊接连接方式。14) 删除。15) 工作温度高于450的紧固件，考虑其松弛性能。16) 汽缸联结螺栓的硬度:HB=242270 ，不大于300.螺母的硬度比螺栓

56、的硬度小50。2.2.2 汽轮机转子及叶片1) 汽轮机转子采用彻底消除残余内应力的锻造转子，出厂前进行112%额定转速超速试验，试验时间不大于1分钟。2) 汽轮机的结构可以保证在不揭缸的情况下，进行转子的动平衡试验，以轴振为准，出厂前各转子做高速动平衡试验，精度不大于1.2mm/s。3) 转子的临界转速符合本规范书要求。4) 提供各个转子的脆性转化温度的数值（表41 汽轮机本体有关数据），该数值由试验取得，确认其正确。卖方力争降低转子的脆性转化温度，至少脆性转化温度值不影响机组启动的灵活性。5) 转子相对推力瓦的位置设标记，便于确定转子的位置。6) 叶片采用成熟的设计产品，保证运行中的各项性能

57、指标。7) 由于蒸汽参数高且采用直流锅炉，卖方详细说明对汽轮机防止固体颗粒侵蚀（SPE）的方法。具体措施如下：I、采用了调节级喷嘴渗硼涂层的方法。II、汽机高压缸和中压缸第一级叶片的设计考虑固体颗粒侵蚀的影响。具体措施为：(1) 高、中压阀门设有临时性和永久性蒸汽滤网，最初运行6个月使用临时性滤网过滤杂质。(2) 启动前旁路升温升压，可将管道颗粒带走。(3) 采用渗氮处理，强化叶片表面。8) 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。控制除湿及防止末级叶片水蚀的主要措施如下：(1) 叶片设计动应力小。(2) 次末级叶片采用喷丸强化，末级叶片焊整块型线

58、状司太立合金片。有有效措施保证合金片不脱落。(3) 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、化学成份、硬度等，并对不同炉批号的成品叶片进行破坏性检查。(4) 对叶片进行磁粉检查，如有应力集中，进行除应力处理。9) 采用司太立合金，防止叶片司太立合金脱落和消除焊接热应力的措施为：司太立合金槽由数控铣床按程序铣准、钳修。司太立合金片为整片，扭成型线后，检查与槽贴合程度。采用高频焊接。焊后用X光检查两端接触大于90%，中间接触大于80%。焊后进行着色检查，以便进一步确保焊接质量。严格规定，每只叶片重复焊接最多不超过三次。10) 轮缘上用于紧固叶根的销子有导向孔，供拆卸时钻孔之用。1

59、1) 叶根固定尺寸十分准确，并具有良好互换性，便于备品叶片的互换。12) 说明转子及叶片材料，提供转子重量、重心，转动惯量及转子的惯性矩WR2值（见表41 汽轮机本体有关数据）。13) 叶片在允许的周波变化范围内不产生共振，并提供低压末级及次末级 叶片的坎贝尔频谱(CANPBELL)图、现场静态检测自由叶片频率的方法和叶片频率分散率数值。14) 叶片组具有防止围带断裂的措施，动叶片采用自带围带整圈连接，利于调频，减小动应力，安全可靠。运行时，无三重点共振，满足运行需求。15) 卖方与发电机厂配合，完成汽轮发电机组的转子安装扬度曲线。2.2.3 汽缸1) 汽缸的设计能保证使汽轮机在起动、带负荷、

60、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形尽量小，始终保持正确的同心度。2) 高中、低压缸均采用已有成熟运行业绩的结构和材料。3) 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) 卖方从汽轮机本体结构及系统设计上充分考虑用户在按照运行规程操作时汽缸上、下缸温差控制在制造厂要求的范围内，所采取的措施如下：a)高中、低压缸均采用多层结构，使温度场均匀，温度梯度小，减少了运行时的缸壁热应力和上、下缸温差。b)高中压缸上下基本对称，重量接近，热容量差别小。c)尽量在下半缸上少布置排汽管，减小下半温度损失。d)采用好的保温设计、保温材料和保温措施。e)在电厂现场采用遮挡措施，防止空

61、气大量对流。5) 高压缸进汽部分及喷嘴室设计适当加强，以确保运行稳定，振动小。进汽管密封环使用耐磨金属制成。6) 低压缸设喷水系统和自动控制装置。7) 设保护机组用的排汽隔膜阀(供二片备用薄膜)。8) 卖方提供汽缸法兰螺栓装卸用的扳手及0Cr18Ni9不锈钢电加热装置，并提供高压紧固件，其金属的硬度要求按电力行业标准执行，卖方出厂时达到合格范围，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。9) 汽机揭缸时，有分开汽缸结合面的设备和措施为：高、中压外缸采用千斤顶，其它汽缸采用顶开螺钉。10) 汽缸上的压力、温度测点齐全，位置正确，符合运行、维护、集

62、中控制和试验的要求。11) 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。卖方提供汽缸、阀体等大型铸件的检验报告。铸造完工的时效时间。12) 汽轮机径向汽封、端部汽封和隔板汽封的结构能调整间隙。由于卖方没有采用此汽封的经验，卖方不保证汽封的安全性和经济性。13) 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。14) 汽轮机汽缸结合面连接螺栓硬度:HB=242270，不大于300。2.2.4 轴承及轴承座1) 汽轮发电机组各轴承的型式确保不出现油膜振荡。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

63、提供各轴承的失稳转速及对数衰减率（见表4-3 汽轮机组轴瓦）。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。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，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超过65，轴承回油管上有观察孔及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，没有来自其他轴承的混合油流。监视油流的照明装置用防爆型的，电压不超过12V。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。此类热电阻元件具有良好的抗震性能、防腐、耐油性能。各轴承设计金属温度不超过90，

64、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。卖方提供显示该轴承金属磨损量和瓦块的铂电阻Pt100，并提供回油温度表。测量金属温度信号接线引至汽机本体接线盒。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。8) 轴承座上设置测量大轴弯曲，轴向位移、胀差和膨胀的监测装置，并注明位置号。在机头装设一个为超速试验用的就地转速表。9) 在轴承座的适当位置上，装设测量轴XY两个方向的相对振动及轴承座的绝对振动的装置。10) 汽轮机轴承挡油板的形式选择浮动挡油板。11）低压轴承箱采用落地形式。2.2.5 主汽门、调速汽门、中压联合汽门、连通

65、管蝶阀1) 主汽门、中压联合汽门严密不漏，并能承受管道的1.5倍设计水压试验压力。额定参数下，当高、中压缸主汽阀和调节阀在关闭状态时，不能引起盘车装置脱扣。出厂前按要求做门的水压试验。2) 主汽门、调速汽门、中压联合汽门以及高排止回阀、各级抽汽止回阀的材质能适应与其相连接管道的焊接要求，提供焊接方法及坡口加工图。如材质不适应，由卖方提供过渡段在制造厂内焊好，做完热处理，与买方管道相连坡口处阀门管径、材质与买方管道一致。3) 主汽门、调速汽门、中压联合汽门和外部管道连接尺寸一致，如不一致提供过渡管件。4) 主汽门、调速汽门、中压联合汽门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。具备检修后进行单独开闭试验的

66、性能。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。6) 主汽门、中压联合汽门设有临时性及永久性蒸汽滤网。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，以及主汽门和中压联合汽门在取出滤网后需用的附加备用密封垫圈。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，设置金属温度测点。9) 机组设置停机快冷强迫通风用接管座。10) 主汽门、调速汽门、中压联合汽门、连通管蝶阀配有指示阀门开度的装置。以配合指示和信号的要求。11) 连通管蝶阀安全可靠，在整个行程中任何位置都能保证稳定运行，阀门全关时能保证低压缸最小通流量，阀门压降尽量小。12) 主汽

67、门自身关闭时间不大于0.3秒，调速汽门和再热联合汽门关闭时间不大于0.3秒。2.2.6 汽轮机控制用抗燃油系统1) 抗燃油系统包括油箱、两台100容量的交流供油泵、一台100%再生泵、一台100%循环泵、两台100容量的冷油器、切换阀、加热器、油温调节装置、蓄能器、精滤器和再生装置（滤芯采用树脂和纤维）。本工程每台机组设置的两台50%容量锅炉给水泵汽轮机与主汽轮机合用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抗燃油的用油要求，并留有至锅炉给水泵汽轮机的接口，卖方核算总的抗燃油用量，并承诺满足各设备同时用油需要。2) 抗燃油液压系统各部件采用0Cr18Ni9不锈钢管和

68、不锈钢配件。3) 当两台高压供油泵瞬间失去电源时（5s），不使汽机跳闸。4) 当运行泵发生故障或油压低时，备用泵能够自启动。卖方提供低油压开关及自动停机开关。5) 油温调节装置包括一次元件及控制设备。6) 在适当位置设置抗燃油取样点及装置和预留油净化接口。7) 由卖方提供2.5倍容量抗燃油(其中1.5倍容量抗燃油用于备用，并且该容量包括二台给水泵小汽机调节系统用油)，油质达到NAS标准1638中5级。卖方提供抗燃油牌号为：大湖GLCC/阿克苏AKZO。8) 抗燃油系统不管在任何条件下，其油温不超过120。9) 抗燃油冷却器为列管式换热器，冷却水采用闭式循环冷却水，冷却水进水温度按38设计。10

69、) EH油管道布置于汽轮发电机组运转层平台下方。11)主机的抗燃油系统同时能保证给水泵小汽轮机控制油的需要，并预留接口。2.2.7 汽轮机润滑油系统1) 润滑油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在启动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承的润滑用油。给水泵用汽轮机的调节润滑油系统和主汽轮机的调节润滑油系统分开，各自设有单独的调节润滑油系统。2) 润滑油系统设备包括主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、氢密封油备用油泵（即高压启动油泵）、顶轴油泵，两台100%容量的冷油器、套装油管、仪表及所需全部管子及附件（例如回油管上的窥视孔、温度计插座等）。3) 该系统还作为发电

70、机密封油的辅助供油系统。4) 主油箱容量考虑当厂用交流电失电时，冷油器断水的情况下保证机组安全惰走、停机，油箱中的油温不超过75，并保证安全的循环倍率和主油箱不漏油。5) 主油箱上设置两台全容量高效无污染排烟风机和除雾器，自动切换备用。6) 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。（卖方设置汽机润滑油温度控制装置，当润滑油温度低于10C时，自动启动加热器，加热至40C时停止加热。每台机组配置两台容量各为100的冷油器，主机冷油器冷却水采用闭式循环冷却水，最高进水温度38，保证润滑油工作在40-46温度范围内。）7) 润滑油箱内表面和润滑油接触的部分考虑防腐处理为

71、涂防锈油。油系统焊接的焊缝全部采用亚弧焊。8) 汽轮机油系统管道采用不锈钢材料，并采用强度足够的厚壁管，管道强度按不低于2倍工作压力进行设计。全部采用套装油管道。9) 管道附件按管道压力等级进行设计，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，法兰采用对焊钢法兰。对靠近蒸汽管道的油管道采用套装结构，并有防止可能的漏油滴在蒸汽管道上的措施。油系统阀门首先选用中压焊接阀门。10) 所有润滑油系统的泵组设计成能满足自动启动、遥控及手动起停的要求。设有停止-自动-运行按钮和用电磁阀操作的启动试验阀门。11) 冷油器采用板式冷却器，冷油器板片材质采用316L。（卖方成套提供阀门及水侧入口滤网）

72、。两台100%容量冷油器在设计冷却水量、最高冷却水温（38）、水侧清洁系数为0.85、管子堵塞10情况下，满足机组的最大负荷供油温度不超标。油系统设计满足冷油器一台运行，另一台检修的要求。12) 凡油系统设备中可能聚集气体的腔室，如轴承箱、回油母管等，有排放空气的设施。油泵有防止蜗壳内积气的措施。13) 汽轮机在结构和系统设计上，有防止汽水由轴封漏汽等处进入油系统的措施。14) 油系统中各设备，（按NAS7级的清洁标准要求执行）如轴承箱、冷却器和管道等出厂前彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂，主油箱留有接油净化装置的进出口接管座。卖方的杂质标准执行NAS7级，数

73、据如下：许用杂质量杂质尺寸（m）每100ml样品允许颗粒数5103200010255700255010125010018010025032超过250015) 油系统所配用的全部设备及管道、管件、附件、表计等均由卖方配套提供。16) 润滑油牌号采用32L-TSA，油系统清洁度的标准为NAS7级，清洁度要求如下：许用杂质量杂质尺寸(m)每100ml样品允许颗粒数51532000152557002550101250100180超过10032在安装和运行中保证油系统清洁的主要技术措施如下：安装：A.油管路在电厂对接时严格按润滑油管路装焊规则进行，亚弧焊打底，反面成型。严禁在管道内残留焊渣及氧化皮。B.

74、油系统及其设备在安装后及试验前用透平油清洗干净，不允许有锈斑、污垢等积留。C.轴承安装后严格检查顶轴油囊和顶轴油管路，不残留任何杂质。D.主油箱就位后和油箱外部管路联接前，充分地做好清洁工作，确信箱内和管道无残留物。运行：A.在油循环前，进行油系统油冲洗工作，建议用大流量反冲洗装置。定期检查油质。B.油冲洗后的油循环是油再次净化的过程，是一项细致耐心的工作，要不断地监视油质的发展。除了利用油箱中滤网外，建议管路中串入精密的滤网，此外，建议此时油净化装置和油箱并联作用。 C.凡停机后再次启机前，都要进行油循环，确认油质达标方可再次启机。17) 油系统所有的控制装置、开关、指示器和报警装置等，均安

75、装在就地表盘上，并将必要的信号(包括报警和保护干接点、4-20mA)送至主控制室的DCS。18) 卖方提供润滑油系统和润滑油储存净化处理系统图，并由买方认可。19) 卖方提供汽轮机润滑油油净化装置参数。2.2.8 顶轴油系统1) 顶轴油系统向每个低压轴承注入高压润滑油，以承受汽轮发电机组转子轴系的重量。在机组盘车时或跳闸后都能顺利投入运行。2) 顶轴油泵为两台高压容积式泵，一台运行，一台备用。布置于零米。保证顶轴油系统可靠地运行，并有有效地防止漏油的措施。每台油泵提供一台就地控制箱，不允许两台泵共用一个操作箱，包括操作保护元件及控制联锁设备、就地显示表计及联锁用压力开关、远传压力变送器，买方仅

76、提供电源。3) 顶轴油泵采用原装进口设备，卖方提供三家供货商，由买方确认。4) 顶轴油系统设置安全阀以防超压。顶轴油泵入口设油压闭锁装置，以保证泵的安全。5) 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，以了解轴承的运行情况。每个轴承的顶轴油管道中要配置止回阀、固定式压力表、压力开关，联箱上设置远传压力变送器。6) 顶轴油系统管道采用不锈钢管。7) 顶轴油系统采用集装式油泵底盘，集装发货到现场，便于安装。8) 顶轴油泵与主机之间设联锁。9) 顶轴油泵在厂内作24小时连续运行试验合格后再出厂。2.2.9 盘车装置1) 盘车装置是自动啮合型的，能使汽轮发电机组从静止状态转动起来，并能在正

77、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。盘车装置与顶轴油系统间设联锁。3) 设置压力开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立前投入盘车。盘车装置运行中如发生供油中断或油压降低到不安全值时，及时报警，并停止运行。4) 卖方提供整套盘车装置，包括就地控制箱，操作及保护设备及控制联锁接口设备、手动操纵机构、盘车电流表、转速表等，并在就地控制箱实现就地启/停盘车功能，卖方确定盘车转速并提供盘车装置的控制原理图、电源要求及启/停盘车逻辑图。买方仅提供电源。要求盘车控制箱中不能含有顶轴油泵等其他设备的控制。5) 盘车大齿轮设置防鼓风罩壳，防鼓风罩壳

78、设供油冷却装置。6）盘车的控制装置按照就地操作和监视，控制逻辑在DCS实现的原则来配置，卖方提供盘车控制装置与DCS系统的接口清单。2.2.10 轴封供汽系统1) 轴封系统为自密封系统，回汽系统考虑充足的通流面积。2) 轴封蒸汽进口处设有永久性滤网。并有防止汽轮机进水的措施。3) 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自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置。轴封用汽来源于冷段抽汽、厂内辅助蒸汽。4) 轴封系统上配置简便且十分可靠的调压、调温装置，以满足向高压缸、中压缸和低压缸各轴封供汽参数的要求。5) 设置一台100容量的轴封蒸汽冷却器。采用TP304不锈钢管，卖

79、方对轴封蒸汽冷却器的面积、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) 设置两台100容量的电动轴封排气风机。一台运行，一台备用，并满足一台运行，一台检修的要求。7) 轴封供汽系统包括汽源用电动隔绝阀、减压阀、旁路阀、泄压阀和其他阀门及滤网、仪表、减温装置等有关附属设备。8) 提供轴封供汽系统接至集控室DCS的所有测量用的传感器、开关和其他装置。9) 卖方提供轴封用汽系统图和系统说明书以及控制要求等资料。2.2.11 汽轮机疏水和向空排汽系统1) 汽轮机疏水系统能排出汽轮机本体设备及管道、阀门内的凝结水，防止机组启动和热备用时积水。所以蒸汽温度超过530管道的疏水管一次门及其

80、前面的管道和部件均应采用P91材质。2) 汽轮机疏水系统的设计遵守ASME TDP-1要求，能排出所有设备，包括管道和阀门内的凝结水。系统使随时可能投入运行的设备经常处于热备用状态。3) 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。机组解列后，该系统还具有排除联合汽门中蒸汽的功能，其设备选型需经买方认可。4) 疏水和排汽系统能实现自动控制，卖方提供全部设计范围内电动装置及有关仪表(其设备经买方确认)，留有与DCS的接口。5) 在失去电源或压缩空气气源时，所有疏水阀自动打开。6) 本体疏水系统包括（但不限于）下列各项。 主汽门、调节汽门上下阀座的疏水。收集和凝结所有来自主汽轮机和给

81、水泵汽轮机轴封和阀杆漏汽的疏水。主汽轮机和给水泵汽轮机第一级和汽缸疏水。再热联合主汽门的疏水。各汽缸的疏水。蒸汽室和高压缸进汽喷嘴间的主蒸汽管道疏水。轴封和阀杆漏汽的疏水。排汽装置阀门和排水阀门的疏水。各抽汽管道止回阀前管道的疏水。本体范围内管道低位点疏水。本体疏水扩容器(卖方提供，因采用高、低压分开的背包式疏水扩容器，与凝汽器汽侧及水侧的连接及凝汽器内的保护措施由卖方实现)。卖方提供完整的汽轮机及其系统图，并说明其疏水系统接口和合并集管时的设计说明。疏水管道、阀门及其附件。7) 卖方提供汽轮机本体疏水、排汽系统图。卖方还提供汽轮机本体及其设计范围内不同压力等级的疏水量。8) 疏水和排汽两个系

82、统有防止水或冷汽倒入汽轮机的措施，并符合有关规定。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。危急保安器至少有2套，其中1套为机械式，另1套为电子式。2) 危急保安系统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和报警装置。危急保安器能在运行中进行性能试验。卖方提供各种情况下危急保安器动作后的最高飞升转速值及相应曲线图。机组在甩全负荷情况下，最高飞升转速值为7的额定转速，即为3210r/min。3) 汽轮机危急保安系统的跳闸系统有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机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

83、跳闸系统重新复位。4) 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，各抽汽止回阀、采暖抽汽快关阀的紧急关闭时间小于0.75秒。5) 汽轮机在就地设置手动紧急停机操作装置，并能接受在DCS及操作台的紧急停机指令。6) 卖方提供防止汽轮机进冷汽和水的测量及控制装置，装置符合ASME标准中防汽机进水的要求。7) 汽机自动保护装置至少（但不限于此）在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、再热蒸汽门进行紧急停机，并准确提供出其极限或整定值： 汽轮机的转速超过极限值。 真空低于制造厂给定的极限值。 润滑油压下降超过极限值。EH油压下降超过极限值。DEH停机DEH电源故障失电停机发电机冷却系统故

84、障停机 转子轴向位移超过极限值。 高压缸排汽温度超过极限值。 透平压比低于极限值。 汽轮机轴振动达到危险值。 汽轮机胀差达到危险值。 轴瓦、推力瓦钨金温度超过极限值。 集控室手动停机（双按钮）。8) 汽轮机危急跳闸保护装置（ETS）采用与机组DCS和DEH一体化的控制装置，并留有足够的用户跳机遥控接口。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，并向买方提供材料用量、图纸及安装说明文件，不负责汽轮机本体机附属设备的保温材料的供应，保温用碰焊螺母等金属件由卖方供货。2) 在正常运行情况下，当环境温度为25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

85、温使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂的要求。4) 所有管道、汽缸使用优质保温材料，材料应符合国家规定不含石棉等对人体有害的材料。5) 对于主汽门，再热主汽门、联通管等需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) 提供全部固定保温材料用的保温螺母。7) 卖方提供的汽缸之间联通管保温。8) 卖方提供汽轮机本体、所有管道及配供的热力设备的保温设计结果。9) 对于轴承箱等易漏油等部位，保温设计时考虑到防止机油渗入保温层，并采取一定的措施避免运行时轴承箱冒油烟。10) 对螺栓区域和需经常检修的部位，保温以不防碍检修工作的进行为原则，宜采用可拆卸结构。2.2.14 凝汽器2.2.14.

86、1 一般要求1) 凝汽器的设计条件以最大连续出力工况(TMCR工况)为设计工况，以VWO工况为校核工况。循环水设计水温20，最高水温33，设计背压4.9kPa，最高背压11.8kPa，循环水设计冷却倍率暂定为 55倍凝汽器面积为21500m2。2) 凝汽器能在VWO工况，以及循环水温33下连续运行并保证除氧要求。3) 在凝汽器的喉部装有两组低压加热器。凝汽器管子及管板复合层按TP316L材质设计。空冷区和蒸汽通道外侧采用厚壁管。4) 保证管子与管板连接严密，防止循环水混入汽侧。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，此时汽轮机能达到75%的铭牌功率。6) 在VWO工况时

87、，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，堵管冗余量不小于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。8) 最大保证工况下，凝汽器出口的凝结水过冷度不大于0.5。9) 凝汽器设计考虑承受最大工作压力，卖方按照不小于0.4MPa(g)设计水室底部。10) 凝汽器接收下述排汽、疏水和回水，并良好除氧： a)来自给水泵汽轮机的排汽。 b)来自汽轮机排汽、凝结水、加热器疏水、汽轮机疏水、补给水、降温后的热网疏水及其它送入凝汽器的杂项回水。11) 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。能防止喷淋水直接

88、与凝汽器管接触。12) 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。该挡水板使用厚度不小于10mm的不锈钢板制成。13) 凝汽器的设计使循环水平均分配到所有的管子中。14) 凝汽器管束由卖方进行供货，卖方进行100%无损控伤，对检查不合格的管子进行更换。15) 卖方提供在凝汽器喉部预先装配好的抽汽管道、膨胀节以及为保护抽汽管道膨胀节和低压加热器所用的不锈钢保护罩。16) 卖方提出适当的措施，以补偿凝汽器的热胀冷缩。17) 对于凝汽器的防腐，采用涂防腐漆，其腐蚀裕度符合HEI标准。18) 凝汽器的设计考虑装设胶球清洗系统。19) 所有地脚螺栓由卖方提供。20) 进行

89、凝汽器管子的防振动计算。21) 凝汽器为并列横向布置，并允许灌水至轴封部位的试验，卖方对此采取相应措施。22) 凝汽器真空泄漏率小于270Pa/min。23) 管束入/出口端紧固管束采用胀接+焊接的方法。24)卖方负责凝汽器及背包式扩容器的现场组装，包括钢管的穿、胀、焊及前后水室的连接。25）疏水扩容器为双体背包式。卖方提供疏水联箱，设计院配合。26）卖方考虑凝汽器回收热网疏水的情况，由设计联络会确定。2.2.14.2 结构要求1) 壳体 a) 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。 b) 凡与凝汽器壳体相连的管道接口，工质

90、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。 c) 为防止高速、高温汽流冲击凝汽器管束和内部构件，使流量分配装置和挡板具有足够的强度。 d) 壳体上部设人孔门，用于检查低压加热器和抽汽管。 e) 壳体上留有各汽、水管道的接管。 f) 卖方提供设置在凝汽器壳体上的电动真空破坏门，阀门进口有滤网和水封装置。2) 排汽颈部 a) 必要时排汽颈部设有膨胀节（采用不锈钢材料）以吸收来自任何方向的位移。 b) 开设必要的孔洞，以便安装设在凝汽器内的设备及管道。3)水室 a) 水室管板采用复合钢板（材料为TP316L+ Q235-A）。 b) 水室内部凡接触到循环水的材料

91、具有抗腐蚀能力，采用阴极保护的方法。 c) 每个水室设置供排气和排水用的接口。 d) 当循环水入口在水室底部时，设置安全格栅。4)热井 a) 热井出水口设有防涡流装置。 b) 热井放水口管道带有水封隔离门，该管能在1小时内排出正常水位下的全部凝结水。 c) 热井内部用档板分隔开，并配有接头以便测量水室内管束的导电度。 d) 热井水位运行高度范围在高低水位报警范围之间，但不小于300mm。 e) 热井正常水位有效容积不小于TMCR工况下5分钟的凝结水量。2.2.14.3 仪表和控制1) 卖方提供一套完整的就地仪表和控制设备。其中包括液位表、试验插座、压力表、温度表，并提供远方指示和控制输出接口。

92、所有变送器及用于联锁保护用的逻辑开关均采用进口产品，不采用电接点型仪表用于联锁保护。随机提供的仪表、保护、控制设备和测温元件等其选型经买方确认。2) 卖方提供在供货范围内的全部仪表、控制阀和电气设备，并说明它们的用途、制造厂、型式和数量。3) 压力和温度表的接头为DN25mm，水位表接头不小于DN50mm。4) 在每个凝汽器壁上引出4根不锈钢管，每个角1根，用以测量汽轮机的背压。不锈钢管从凝汽器口与汽机交接处延伸到热井的下部，以形成水封。每根管子和分支在凝汽器管束之上穿透凝汽器外壁，并在穿孔处用套接式全周焊接。5) 在凝汽器图纸上以及水位控制器接头处，刻有永久性标记，标出正常水位、高限水位、高

93、位报警、低限水位和低限报警。6) 凝汽器热井在适当位置设有磁翻板水位计。7) 温度测点安装温度计插座，压力、水位测点提供一次测点及一次门。8）卖方提供电动门配供电动装置采用一体化电动装置，即电动装置内装设有接触器、热继电器等配电装置。DCS系统的DO和DI信号直接接到电动装置上即可。2.2.15 低压加热器2.2.15.1 给水加热器按汽轮发电机组VWO工况进行设计。2.2.15.2 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。2.2.15.3 水侧设计流量能满足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。2.2.

94、15.4 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。2.2.15.5 加热器设有凝结区和疏水冷却区。为控制疏水水位并保证在各种工况下疏水区的管子都浸在水中。每台低压加热器汽侧压降不大于0.035MPa。该加热器有足够的贮水容积。2.2.15.6 加热器管侧设有泄压阀。加热器管侧设计压力按凝结水泵出口关闭扬程设计。2.2.15.7 加热器（喉部低压加热器除外）壳侧设置泄压阀，当管子破裂时能保护壳体的安全，其容量按最新版IEC标准的规定。2.2.15.8 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。2.2.15.9 所

95、有加热器的疏水、蒸汽进口设有保护管子的不锈钢缓防护板。2.2.15.10 加热器的管束及管板采用不锈钢（材料为TP304）。2.2.15.11 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，有防闪蒸的挡板。2.2.15.12 加热器分别设置启动和连续运行用的排气接口并提供节流装置，排气量为0.5%抽汽量。2.2.15.13 所有低加设置正常疏水口和紧急疏水口。2.2.15.14 卖方列出由于泄漏允许堵掉管子不小于5%，此时能达到设计参数。2.2.15.15 加热器设计和制造按照国家质量技术监督局压力容器安全技术监察规程、电力工业锅炉压力容器监察规程和美国ASME锅炉和压力容

96、器规范（压力容器）中的有关要求进行设计、制造。2.2.15.16 水位测量的传感器由买方采购。在加热器图纸上标出正常水位、高水位、高-高水位和低水位，并提供设定值，高-高水位接口设置凝结段。2.2.15.17 加热器上有供充氮保护的接口。2.2.15.18 加热器管子堵管冗余量不小于10%。2.2.15.19 加热器设计和制造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（第部分）中的有关要求进行设计、制造。2.2.15.20 卖方提供一套完整的就地仪表和控制设备。其中包括液位计、压力表、温度计，并提供远方指示和控制输出接口。液位开关(由卖方提供。选择SOR和K-TEK进行

97、报价)均采用进口产品。最终由买方确认。2.2.15.21 压力表的接头为201.5mm，温度表的接头272mm，水位表接头不小于50mm。2.2.15.22 卖方提供就地磁翻板水位计。2.2.15.23 温度测点安装温度计插座，压力、水位测点提供一次测点及一次门。2.2.15.24 低加水压试验后，出厂前进行充氮保压，交货前压力保持0.02MPa。2.2.15.25 7，8号低加留有备用的疏水接口。2.3 汽轮机本体仪表和控制2.3.1 总则1) 卖方的供货范围至少包括（但不限于此）下列仪表和控制设备：就地温度、压力、液位、流量等测量元件如：双金属温度计、就地压力表、液位计等。凡与阀门一体化安

98、装，不是通过连杆连接的阀门执行机构。卖方提供完整的资料，以书面形式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值。（以表格形式）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。特殊检测装置提供安装使用说明书。随汽机配供的用于联锁保护的开关量仪表、电磁阀、伺服阀等采用进口产品，其型号按买方要求与工程统一。4) 随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国际标准，且规格型号齐全，测量元件的选择符合控制监视系统的要求。所有变送器及用于联锁保护

99、用的逻辑开关均采用进口产品，不采用电接点型仪表用于联锁保护。随机提供的仪表、保护、控制设备和测温元件等其选型经买方确认。5) 汽机本体所有测点设在具有代表性、便于安装的位置，并符合有关规定，测点数量满足对机组作运行监视和热力特性试验的需要。用于保护联锁的测点单独设置，与监视和调节的测点分开。6) 就地温度测量，采用双金属温度计，不采用水银温度计。就地液位测量，采用磁翻板液位计，不采用玻璃管液位计。7) 汽轮机控制系统满足自启停及调频调峰的要求。8) 汽轮机金属壁温测量提供5（外径）铠装热电偶，分度号为K分度，配有集热块，引至设备壳外后，铠装热电偶应有足够的长度引至汽机本体旁安装支架集中布置（采

100、用耐高温补偿导线引线至温度远程I/O，其接线预留到接至卖方提供的汽机本体温度远程I/O的长度，以便于安装维修）。热电偶安装支架由卖方提供。9) 对随机提供的热控设备（元件）及PLC和全厂热控设备、选型一致，并经买方认可，所有PLC选用AB CONTROL-LOGIX系列，施耐德QUANTUM系列 或GE公司FANUC系列产品中任意产品，所有控制盘柜箱内使用的电气元件如按钮、电源开关、继电器、开关及接触器按钮均采用进口施奈德或ABB产品，所有变送器选用原装进口美国罗斯蒙特3051、EJA、HONEYWELL智能产品，变送器精度满足0.075%，电磁阀采用美国纽曼蒂克公司、ASCO、SMC产品（E

101、H油系统除外）；用于远传的开关设备，包括压力开关、差压开关、流量开关、液位开关、温度开关等需选用进口产品。压力开关、差压开关、流量开关、温度开关、液位开关选用SOR、日本太平、K-TEK产品，最终由买方确定。过程开关的接点容量至少为220VDC 1A或220VAC 3A；接点数量满足控制要求，提供的热工保护用一次组件、过程开关等的数量均满足“三取二”的要求。10) 汽轮机及其所供的调节阀、电动门等选用有成熟的运行经验的产品，保证其良好的可控性和可靠性，以满足热工调节控制的要求。阀门电动装置、电动执行机构、气动执行机构采用智能一体化产品；电动门的电动装置内装设有接触器、热继电器等配电装置。DCS

102、系统的DO和DI信号直接接到电动装置上即可。重要的阀门电动装置、电动执行机构、气动执行机构等需选用进口智能产品；进口电动装置、电动执行机构买方建议选用SIPOS5 Flash、AUMA、ROTORK产品（包括汽机抽汽导管电动执行器），连续控制的气动执行机构建议选用ABB、FISHER和意大利STI的进口原产地产品；气动调节执行机构采用智能定位器，带三断保护，每个气动门配过滤减压阀。对于气动阀按系统控制要求配供所有附件如定位器、电磁阀、行程开关、二线制位置变送器等。每个气动阀配置空气减压过滤器，买方供气压力为0.40.7MPa。其它电动装置选用引进技术产品，按上海积诺A&C、苏州博睿、扬修产品报

103、价，由卖方提供详细清单，并推荐三家分包商，最终由买方确定。11) 在汽机本体范围内的所有就地指示仪表、取样管、一次门、二次门等由卖方提供，对于温度大于300或压力大于4MPa的压力测点应采用双一次门，并选用进口产品（由卖方在设计联络会上提供详细供货清单）。同时，对于主蒸汽以及再热热蒸汽的压力取样点应采用进口工艺阀门（进口工艺门，且为两道工艺门）。一次检测元件、热工测量仪表如由卖方供货，则相应的一次门、二次门及排污门由卖方供货，如只提供测点取样装置，则由卖方供相应的一次门。所有仪表采用国际单位制。卖方应在后续的工程设计联络会上，提供详细完整的高温高压汽水系统热工仪表取样阀门清单，明确热工仪表进口

104、阀门的数量。12) 随汽机提供的所有一次元件，就地设备都标注其现场坐标位置、接口尺寸、连接方式或插入深度。13) 随汽机提供的所有电磁阀和电磁铁、伺服阀为进口产品。所有电磁阀和电磁铁（包括抽汽逆止门、跳闸电磁铁等）电源容量不大于220VAC 5A或220VDC 2A。14) 汽轮机本体温度测点留有插座并提供测温元件，插座在运输过程和未安装测温元件时配封头。对压力、液位测点及汽水分析取样测点则带一次门，且高温高压部分配一次门。15) 汽轮机壁温测点，有明显的标志，并提供便于安装检修的措施。16) 随汽轮机本体提供的所有远传测温元件，均采用5（外径）双支K分度热电偶(如金属壁温或蒸汽温度)或Pt1

105、00三线制双支热电阻（如轴承、推力瓦工作面、非工作面等）,其接线能引至随汽机配供的汽机本体支架或接线盒。并考虑安装、检修方便。Pt100热电阻采用防振技术。温度大于300的选用热电偶, 瓦温、推力瓦温度元件采用全铠装，壁温热电偶和Pt100热电阻采用防振技术和高可靠性产品。17) 从汽轮机本身的安全出发，卖方提出汽机起停及正常运行对参数监视控制的要求。随汽机配供的所有仪表都连接至相应的接线盒上，接线盒全部由卖方提供。18) 卖方提供的所有测温元件需采用双支型。其中一个通常供买方使用，一用一备。19) 卖方将其提供的仪表及控制设备连到卖方提供的接线盒或现场控制盘上。所有模拟接口信号是420mA（

106、热电偶及热电阻除外），输出触点为无源接点，容量至少为220VAC、3A, 220VDC、1A。20) 卖方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。卖方负责买方自行采购的与汽机本体相关的设备的安装技术配合和技术接口。21) 卖方供货范围内的被控设备的可控性、检测仪表和控制设备的性能满足全厂自动化投入率100的要求。22) 卖方提供就地盘车控制设备及仪表，同时提交相应盘车控制要求、逻辑图纸，不仅就地完成盘车，而且可在DCS内实现盘车启停。23) 所有气（汽）、水、油系统的温度元件及就地温度表感温元件都加装温度保护套管，以便在系统运行时更换故障的一次元件。24)对

107、卖方所提供的仪表和控制系统设计资料要求如下：卖方提供适用于本工程实际情况的，为本工程专用的设计资料；卖方提供的设计资料深度满足买方进行施工图设计的要求。这些资料准确，不任意修改；卖方所提交的技术资料内容至少包括附件3中所要求的，如买方在工程设计中需要附件3以外的资料，卖方及时、无偿地提供。2.3.2 数字电液控制系统（DEH）1) 随汽轮发电机组提供数字电液控制系统，具有两台同类机组及三年以上运行所反馈的现场成功经验，卖方按GE新华公司（最新型产品）、北京和利时公司及北京国电智深3家的DEH控制装置型号提供，供买方确认。且保证买方对控制装置型号的选择丝毫不影响DEH系统的各种控制功能及各项技术

108、指标。卖方接受除推荐的3种DEH以外的其他国产硬件厂商产品而无费用问题。DEH采用与DCS相同的硬件，DEH控制器对数应按2对配置，另外由卖方再配供2对控制器作为随机备品备件。卖方负责与电厂DCS系统的协调和接口工作，积极配合DCS厂家，使DEH系统纳入DCS系统。该系统与汽机本体的技术接口（执行机构与阀门的配装，分界面在操纵座，操纵座属汽机本体供货范围。高压油系统和汽轮机润滑油保安系统分界面在隔膜阀，隔膜阀属DEH供货范围）由卖方负责。具体配置见供货范围。EH油管路设计及施工时应远离高温区域，防止EH油因高温而导致EH油品质超标。DEH操作员站和工程师站采用24寸液晶显示器，球标选用罗技牌光

109、电鼠标，按照主机DCS系统确定具体型号。工控机的硬件配置为供货时市场的主流配置。DEH操作员站按DCS操作员站规格选型，DEH系统的打印机应为A3彩色激光打印机。 球标选用罗技牌光电鼠标，按照主机DCS系统确定具体型号。卖方应提供DEH组态编程工具（主流笔记本电脑），最终由买方确定。DEH画面的风格与DCS画面保持一致，并由卖方完成与DCS组态厂家的技术配合。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、设备，并对其安装做好监督。该控制系统有很高的可靠性、易操作、易维修，灵活性强，有自诊断功能，提供关键部件备品以防发生危险状况。数字电液控制系统是以微处理器为

110、基础的、以LCD和键盘操作为主的控制系统，控制器、电源模件、通讯卡件及重要的过程I/O冗余配置。DEH 系统各种I/O点备用分别不小于1015%,所有输入、输出通道均相互隔离。DEH技术性能指标： 转速调节范围从盘车转速至3600r/min 转速控制回路的控制精度不大于1.5r/min 调节转速的迟缓率不大于0.06% 甩满负荷下转速超调量7% 负荷控制范围0115%N负荷控制精度0.5%N转速不等率4.5%(3%6%范围内无级可调)DEH系统的可用率99.9%。系统MTBF(平均无故障时间)16000小时.计算机部分MTBF20000小时。DEH的硬件、软件由卖方统一供货，为实现控制系统硬件

111、平台一体化的要求，DEH的电子硬件与买方采购的DCS硬件一致。卖方对DEH系统负全责，并与DCS厂家协调有关信号接口等问题时，有买方参加，并及时提供确切设计资料。当MEH采用与DEH同硬件时，保证DEH和MEH一体化，共用同一操作员站和工程师站。卖方提供汽机阀门的在线试验设备、所有需要的在线寻找故障的维护设备和供控制功能试验用的过程仿真器。卖方提供这些设备及功能的详细说明。 DEH系统中电子控制装置的设计、制造、检验、和测试符合下列组织公布的现行标准和规范（如与新标准不符，以最新标准为准）:美国国家标准局/美国防火协会（ANSI/NFPA） ANSI/NFPA 70 国家电气规范美国电气和电子

112、工程师协会（IEEE） ANSI/IEEE 472 冲击电压承受能力试验导则（SW3) ANSI/IEEE 488 可编程仪表的数字接口美国电子工业协会（EIA） EIA RS-232-C 数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据交换的数据通讯设备之间的接口美国仪器协会（ISA） ISA IPTS 68 热电偶换算表 ISARP55.1 数字处理计算机硬件测试 美国科学仪器制造商协会（SAMA） SAMA PMS 22.1 仪表和控制系统的功能图表示方法美国保险商实验室（UL） UL 1413 电视用阴极射线管的防内爆 UL 44 橡胶导线、电缆的安全标准国际电工委员会（IE3) IEC TC

113、 529 基础安全标准：外壳防护等级的分类中华人民共和国电力行业标准 汽轮机调节控制系统试验导则 DL/T 711-1999 火力发电厂汽轮机控制系统在线验收试验规程 DL/T 656-19982) DEH至少包括以下功能，但不限于此：a) DEH具有“自动”（ATC）、“操作员自动”、“手动”三种运行方式。b) 汽机的自动升速、同步和带负荷。DEH提供在汽机寿命消耗允许条件下按照汽轮机所处不同热状态和蒸汽参数相适应的合理升速率,实现汽机从盘车转速到带满负荷的自动升速控制。该系统包括：所有必须的预先检查，以满足进行自动升速的最低条件。所有调节汽机升速率的必要运算和监视过程。汽机升速率（可调）限

114、制。汽轮发电机组的自动同期。能满足不同启动运行方式（冷态、温态、热态、极热态）的要求。带初始负荷。汽机负荷限制。DEH的操作显示设备（操作员站LCD与DCS操作员站一致、工程师站21英寸LCD、键盘、鼠标、硬手操盘等）在主控制台上，以便运行人员能在升速过程的任何阶段进行控制监视；同时系统能连续监视升速过程；并能显示所有与升速相关的参数，对运行人员提供指导。在升速或带负荷过程中的任何阶段都能进行运行方式的切换选择。c) 负荷控制系统将根据协调控制系统（CCS）或运行人员给出的负荷指令，自动调节汽轮发电机出力。该装置能监视主机状态、汽轮发电机组辅助设备状态、汽机热应力及各限制机组出力的过程变量。当

115、出现非常工况（如真空降低、汽压降低等）时，系统将把负荷指令信号限制到一个适当值，并发出负荷限制报警信号并给出接点输出。 d) 阀门试验及阀门管理运行人员可在操作台上对阀门进行试验操作，可实现阀门开闭状态的在线和离线试验。DEH还具有阀门管理功能（汽机进汽方式选择）。e) 热应力计算和控制功能系统计算高压转子和中压转子的热应力及热应力裕度系数，实时热应力值将同极限值比较。当任一热应力超过极限值时，发出保持转速或保持负荷的信号。根据裕度系数，确定变负荷（转速）的速率。当操作员选择应力控制方式时，DEH对操作员设定的变负荷速率与应力控制速率小选后作为机组变负荷速率指令。在机组运行过程中，系统还根据汽

116、机转子热应力对汽机周期性寿命消耗进行计算并累计，计算结果将在LCD显示及打印。f) 当CCS投入时，DEH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。g) DEH具有OPC超速保护功能，并可通过DEH操作员站完成汽机超速试验。h) 显示（包括操作指导画面）、报警和打印i) 所供DEH系统能通过LCD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出，由买方认可。j) 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

117、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，能切换到手动控制，并发出报警。k) DEH有冗余设置和容错功能，手动、自动切换功能，功率反馈回路和转速反馈回路的投入与切除功能。l) DEH具有最大、最小和负荷变化率限值的功能。m) DEH与CCS系统有完善、可靠的接口。n) DEH所有输出模拟量信号均为420mA，并负责提供两线制变送器电源。o) DEH留有与分散控制系统DCS（CCS、SCS、FSSS、DAS）、汽轮机监测保护（TSI）、电网AGC 、电压自动调节装置（AVR）、自动同期装置（ASS）、ETS及其它相关设备的接口，其通讯接口或接线形式，由买方认可。p) 卖方

118、提供详细的DEH装置功能及技术规范及其详细图纸资料。q) DEH具有在线修改组态的功能。r) 仿真功能：阀门管理、功率限制、负荷。2.3.3 汽机监测装置（TSI）包括但不限于下列：a) 每个轴振动及相位角（X-Y双坐标）（包括发电机轴振）。每个轴承（包括发电机）均安装，测量轴承对轴的相对振动，可连续指示、记录、报警、保护。发电机部分的轴承振动检测装置由汽机TSI统一供货，卖方负责与发电机的协调与配合工作。b) 相对膨胀。监测各汽缸与转子的相对膨胀差，可连续指示、记录、报警、保护。c) 偏心率。监测转子的弯曲值，可连续指示、记录、报警、保护。d) 汽缸绝对膨胀。测量各汽缸左、右侧的胀缩值，装有

119、就地表计，并可连续指示、记录、报警、保护。e) 汽机转速。量程一般为05000rpm，有零转速档可配自动盘车；兼有鉴相位功能。汽机转速测量探头不少于11个（前箱处有7只：DEH：3只；零转速：1只；转速：1只；转速表：1只；备用：1只，盘车处5只：TSI：3只，用于超速保护；转速表1只），可连续指示、记录、报警、保护，设计两套就地转速表，有各自独立的传感器（变送器），并分别装设在沿转子轴向不同的位置上，分别位于机头侧和发电机侧。增加1个功角表用转速探头。发电机位置应装设转速表。测速齿轮和安装支架由电机供货商提供，卖方提供接口资料。f) 汽机零转速，兼有鉴相功能。鉴相测量，满足汽机振动分析装置的

120、要求。同时，鉴相检测板输出一路方波脉冲信号送至电气功角仪（具体要求设联会确定）。g) 轴向位移。通过一点对大轴位移进行监测，可连续指示、记录、报警、保护。h) 瓦振。i) 推力瓦磨损。对推力瓦的工作面和非工作面进行监测，可连续指示、记录、报警、保护。1) 卖方提供与安装在仪表控制柜内的汽机监视仪表相连的所有放大器、信号调节器、传感器、专用线、仪表控制柜及其它辅助设备，控制柜内设必要的端子，以容纳来自现场设备的输入信号和到DEH、DCS、汽机跳闸系统的输出信号。对连到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。2) 卖方列出下

121、列内容：a) 由卖方提供的供给汽机监测系统输入信号的现场仪表。b) 卖方推荐的来自汽机监测系统的输入信号，买方将用于DCS及报警系统。3) 监测项目齐全，可与机组同时运行。4) 卖方提供进口优质汽机安全监测保护系统（TSI），产品按美国本特利Bently3500系列和德国菲利浦(EPRO)MMS6000系列，最终由买方确定。5) 除了该装置本身所需的信号，TSI系统留有与汽轮发电机组振动监测分析故障诊断系统（TDM）的缓冲量硬接线信号接口和MODBUS规范通讯接口。汽轮发电机组振动监测分析故障诊断系统（TDM）按菲利普MMS6851和阿尔斯通创为实S8000分别报价，最终由买方确定，TDM的配

122、置要求为：每台机组一个控制板，二头一尾形式，一个上位机。卖方有义务与买方配合接口直至完善设计。另外，TSI仪表每个信号通道均能输出1路420mA标准信号。6) 控制、报警、保护等接点输出，包括TSI电源失电故障，能各送出2付无源接点，容量为220VAC、3A，或220VDC、1A。7) 该装置留有与汽机电调（DEH）、分散控制系统、汽轮机振动分析诊断系统、汽机保护等系统的信号接口，其形式由买方认可。8) 高、中压缸两端轴振测点的安装位置考虑环境温度对检测元件寿命的影响，探头连接杆不能过长。9) 卖方负责提供TSI设备在汽轮机本体上的安装设计和技术接口以及安装支架等，要求探头在支架上安装调整方便

123、、快捷、牢固，能够实现微调。10) 卖方提供一台用于组态、编程的便携式工具，其配置为供货时市场的主流配置。2.3.4 汽机跳闸系统随机提供的汽轮机事故跳闸系统ETS至少能满足下列要求。卖方提供全套ETS装置，该装置采用与机组DCS软硬件一体化的控制器实现（双机冗余、通道冗余），ETS控制器和系统选用GE新华公司、北京和利时公司及北京国电智深3家的产品中任意产品。继电器、接线端子等均选用进口设备。ETS工作电源、逻辑回路的处理器模件及输出继电器采用1:1冗余配置，并有自检功能及故障输出接点。ETS采用独立的冗余配置的控制器，且保证控制周期小于20ms。ETS至少有1015%的I/O余量，并提供编

124、程工具（主流笔记本电脑，最终由买方确定）。此系统可在危险运行工况下将机组跳闸，其主要功能是检查跳闸馈入信号的有效发生，并且保证对有效的跳闸馈入信号立即响应，跳闸动作。所有TSI保护动作信号要求每个通道均单独配置跳闸继电器，一路送至ETS一路送至DCS系统的SOE。卖方提供全套ETS资料、图纸，产品说明要求、工作范围及其与其它系统的接口。卖方列出触发汽机跳闸的每个跳闸启动信号的详细来源。汽机至少有下列跳闸保护条件：a) 手动停机（双按钮控制）b) 机组超速保护（至少有三个独立于其它系统且来自现场的转速信号）c) 凝汽器真空低保护（至少设三个进口逻辑开关）d) 机组轴向位移大保护e) 轴承润滑油压

125、力低保护（至少设三个进口逻辑开关）f) 汽机抗燃油压低保护（至少设三个进口逻辑开关）g) 发电机故障保护h) DEH保护跳机i) MFT动作j) DEH系统故障（电源失电）k) 推力瓦瓦振大、轴振大l)发电机冷却水系统故障n) 汽机、发电机制造厂要求的其他保护项目超速跳闸系统满足下列要求：a）设计冗余回路以保证跳闸动作，并尽量减少误跳闸，该系统由两个独立的通道。b) 能在线试验每个通道及跳闸功能，在功能测试或检修期间，保护还起作用。c) 当引发跳闸保护的原因消失后，跳闸保护系统需经人工复位（人工复位应设提示），才允许汽机再次启动。ETS提供复位按钮，并留有远方复位接口。d) ETS提供每项保护

126、回路的解除手段。d) 在每个跳闸通道上都至少提供三个输出接点，分别用于DAS监视系统和硬报警接线系统等。每个接点由单个继电器完成。e) 最早发出的指示信号可用于鉴别引起跳闸的主要原因，此信号也送到DAS及报警系统。f) ETS提供汽机已跳闸的状态输出接点，接点数量不少于10付，每个接点由单个继电器完成。g) 汽机跳闸系统的保护信号均采用硬接线。h) 输出接点容量至少满足220VAC 3A、220VDC 1A。i) 对于三取二等冗余输入信号，配置在不同的I/O模件上。2.3.5 汽机危急保安系统1) 汽轮机设有可靠的危急保安装置，至少装有两套以上，除机械型式（偏心重量式），还有电子超速保护装置。

127、机械保安装置动作值为额定转速的109111，卖方提供复位转速值（稍高于额定转速）。危急保安器在汽机机头处设有主脱扣手柄，集控室设有汽机跳闸手动按钮。危急保安系统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。 2) 危急保安系统有联锁保护，防止汽机突然再进汽，当汽轮机具备再次启动条件，只有按照启动前的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门和中压联合汽阀完全关闭的时间小于0.3秒，各级抽汽止回阀的紧急关闭时间小于0.5秒。4) 卖方提供润滑油系统压力（包括真空压力和EH油压力等）在线试验装置（压力试验架及配套设备），以完成在线试验功能。2.3.6 机组设备

128、温度控制汽机润滑油温度控制系统通过自动调节工作冷油器中的介质来将油温调节到给定温度，见3.2.3.6的6）条的说明,提供标准设计的就地仪表盘及设备。2.3.7 汽机轴封控制汽机轴封控制回路在DCS内实现，卖方提供汽机轴封控制的所有说明及图纸，指明其供应范围及接口要求，以便买方完成设计。2.3.8 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），卖方提供以下内容：a）汽机防进水建议说明；b) 汽机疏水阀示意图及运行建议说明；c) 卖方供应范围清单（如限位开关、电磁阀等）及接口；d) 卖方建议的其它要求。2.3.9 进入DCS的输入信号卖方完整地列出其建议进入DCS的输

129、入信号的清单，并指出这些输入信号的类别、功能、物理位置和出线位置。2.3.10 卖方至少向买方提供下列资料：a）详细的系统说明。b) 装置的逻辑框图。c) 与DCS的接口资料，它包括：控制接线图；接口清单中至少包含名称编号、数量、信号型式、等级、功能、报警和保护动作值。2.4 随机供应阀门要求2.4.1 卖方提供的阀门均符合国标，或ANSI B16.34、ANSI B31.1以及AWWA标准。2.4.2 阀门选用的压力、温度等级符合相应的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准要求，调节阀不低于ANSI16.104 IV级,开关阀门泄漏等级不低于ANSI16.104 级。2.4.3 所有阀门

130、及附件都操作灵活，关闭严密，开启和关闭速度稳定，所有手动阀门采用非暗杆阀门。本体配供的测量仪表（压力表，逻辑开关及液位计等）均配供安装附件（一次门等）。供买方使用的压力测点及汽水分析取样则带一次门。对压力大于2.5MPa或温度大于200的疏水管和仪表管使用的一次门。2.4.4 用于低压压力表或压差表的一次门是针形阀，用于高压压力表或压差表的一次门是高压截止阀；水位仪表的一次门用闸阀，以便于清洗水位计和连接管，对压力较高的疏水管的仪表管设两只隔绝阀。2.4.5 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及特性曲线。2.4.6 所有控制用调节阀，均提供电动装置接线图、调节特性曲线及配

131、备有关附件，并提供调节特性参数表和安装使用说明书及设备图纸。2.4.7 用于油系统的阀门内壁均不涂漆，而采取其他防腐措施。2.4.8 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矩闭锁开关和终端开关，终端开关在开闭方向上各有二对常开、常闭接点。接点容量至少为220V AC 3A / 220V DC 1A（都设置可调或行程限制器）。2.4.9 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。 2.4.10 真空系统的阀门具有可靠的气密性与凝汽器相连管道上的第一道阀门采用真空阀。2.4.11绝

132、对压力大于0.1MPa的抽汽管道上设有快速关闭的止回阀，汽机高压缸排汽管上的止回阀均采用气开式。四段抽汽管道上配备两道止回阀。各级抽汽及供热管道上的止回阀、快关阀采用进口产品。气动式抽汽止逆阀行程开关应选用行程可靠的接近式行程开关；控制用电磁阀及气管应远离抽汽管道，防止气管因温度过高而易损坏。2.4.12凡是由于热力过程的需要、启动或停机时经常操作、安装位置操作条件很差、公称压力大于2.45MPa(a)及公称直径大于300mm的阀门；公称压力小于0.98MPa(a),但公称直径大于600mm的阀门及扭转力矩较大或开关阀门时间较长的阀门，均设有电动操作机构。操作机构的选用将征得买方的认可。主要阀

133、门连接方式为焊接。2.4.13汽轮机系统进口阀门包括高压缸排放装置、高排止回阀、本体所有疏水阀（采用球阀）、轴封压力调节阀、轴封溢流调节阀、减温水调节阀、隔离阀、采暖抽汽快关阀及用于闭环调节、保护、快速关闭等重要环节的阀门。2.4.14抽汽止回阀采用快速关闭气动型式（失气、失电自动关闭）。采暖抽汽止回阀由卖方供货。气动式抽汽止逆阀行程开关应选用行程可靠的接近式行程开关；控制用电磁阀及气管应远离抽汽管道，防止气管因温度过高而易损坏。2.4.15凡从国外进口的阀门，列出详细清单卖方提出三家生产厂商，由买方确认。进口阀门不使用合作生产的产品，采购阀门的范围、规格、生产厂家、产地由买方认可。买方参加技

134、术谈判及验收，订货需得到买方认可。2.4.16随汽机供货的电动阀门的驱动装置与阀体的要求相适应，安全可靠，动作灵活。所有开关型电动阀门的电动装置采用一体化产品，即电动装置内装设有接触器、热继电器等配电装置，DCS系统的DO和DI信号直接接到电动装置上即可。2.4.17随汽机供货的疏水门与管道的连接方式为焊接形式，卖方提供一次门，一次门采用手动。2.4.18卖方所有电动/气动阀门，提供电动/气动执行机构（执行机构耐高温），电动开关型阀门配供电动执行机构采用智能一体化电动执行机构（即执行机构内配接触器无需业主提供配电箱，DCS控制接线直接接到电动执行机构上），开、关方向的阀位行程开关和力矩开关各为

135、四开四闭型，接点容量为220VAC、3A或220VDC、1A，一体化电动执行机构的厂家及型式由买方最终确定。卖方所有电动/气动调节阀门，均提供电动/气动执行机构，执行机构能手动操作并有过力矩保护和终端开关。输入/输出信号为 4-20mA，厂家及型式由买方最终确定。2.4.19所有卖方用法兰连接的阀门，配以成对的反法兰和所需的螺栓、垫片等附件，所需的大小头由卖方负责设计供货。2.5 材料2.5.1 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。技术规范中按有关国标或有关制造厂选用的标准（如ASTM，ASME，SAE等标准）标出材料型号，对高温高压材料，标明材料制造厂家、材料的物理

136、特性、化学成份、应用业绩。2.5.2 卖方提供材料检验记录的副本。2.5.3 汽轮机零部件的材料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。2.5.4 汽轮机易损件的使用寿命，卖方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。2.5.5 汽轮机本体范围内高压部件使用的密封垫圈采用国内优质产品，具体选型由买方确认。2.6 安装和检修的要求2.6.1 卖方随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。2.6.2 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，另配置起吊、卸

137、放和支承装置，以便于安装和检修。2.6.3 汽轮机配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。2.6.4 汽轮机径向汽封、端部汽封和隔板汽封的结构能调整间隙。2.6.5 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。2.6.6 汽轮机配有能固定在转子上用来找中心的专用工具。2.6.7 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，不影响汽轮机的安全运行。2.6.8 汽轮机出厂时做到内部清洁，特别是轴承箱、齿轮箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内彻底清理干净，并妥善防锈。2.6.9 汽轮机有调整危急保安器动作转速的手孔。2.6.10 卖方根据设备情况提出必要的现场设备安装指导项

138、目计划及相应服务的人月数。2.6.11 汽轮机考虑必要的防火设备及防火措施。3 性能保证和验收试验3.1 性能保证为验收卖方提出的保证值，对该机组进行如下项目的性能验收试验。1) 按照本规范书相应条款要求，机组铭牌输出功率350MW。2) 按照本规范书相应条款要求，机组能发出最大连续输出功率为368.2MW。3)在额定工况下，机组的净热耗值不高于7647.3kJ/kW.h（不考虑试验不精确度容差）。4)在VWO工况下，汽轮机的最大进汽量不低于1110t/h。5）额定采暖，工业抽汽同时投入热耗保证值5696.9kj/kwh6)在带厂用辅助蒸汽工况下，四段抽汽量为50t/h（暂定）供厂用辅助蒸汽，

139、五段抽汽量为 50 t/h（暂定）供厂用辅助蒸汽，机组能发出额定出力350MW。7）按照本规范书相应条款要求，汽轮机的最大采暖抽汽量600t/h。8)汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在任何轴承座上测得的垂直、横向和轴向双振幅绝对振动值不大于卖方提出的保证值，其保证值为0.025mm，在任何轴颈上测得的垂直、横向双振幅相对振动值不大于卖方提出的保证值，其保证值为0.076mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅绝对振动值不大于卖方提出的保证值，其保证值为0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于卖方提出的保证值，其保证值为0.125mm。9)机组性能试验按ASME

140、 PTC6 (Alternative test)执行。10)距设备外壳1m、高1.2m处测得的最大噪声低于买方提出的保证值 85 dB（A声级）11) 为顺利进行这些试验，卖方在供货范围内的设备上，提供全部试验所需的测点。12) 性能试验用的测试仪器精度由有资格的第三方校验。3.2 性能验收试验3.2.1 汽轮机热力性能验收试验标准采用ASME PTC61996。3.2.2 噪声测量方法符合IEC1063标准。3.2.3为顺利进行这些试验，卖方分担下列准备事项：a) 在机组供货范围内的设备上，提供全部试验所需的测点。b) 对所使用的试验方法、测试仪器提出建议。c) 使用的测试仪器及精度、试验方

141、法，由双方协商确定。 3.2.4 在168小时试运结束后半年内完成机组性能考核试验。4 质量保证4.1 卖方采取措施确保设备质量，产品交货前，对汽轮机各部件和辅机进行必要的检查与试验，以保证整个设计和制造符合规程要求。4.2 必须进行检查和试验的项目，能证明下列各项：1) 所供设备符合有关技术条件和安全规范；2) 安全装置和保护装置动作正确；3) 达到卖方要求的规定值；4) 满足卖方要求的其他特殊条件。4.3 卖方有责任将检查和试验资料按规定完整并及时提交给买方；对重要的检查与试验项目，邀请买方派代表参加。并在试验前的20天通知买方代表。4.4 如产品质量和性能与标准不符时，买方有权拒绝验收，

142、卖方负责修理、更换或赔偿。5 包装、标志、运输及保管下述描述如与商务部分有矛盾之处，以商务部分为准。5.1 包装5.1.1 汽轮机包装前做到内部清洁，特别是轴承箱、齿轮箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内彻底清洗干净，并采取妥善防锈措施。5.1.2 卖方所供设备部件，除特殊部件外，均遵守国家出口货物标准和有关包装的技术条件进行，使用坚固的箱子包装。对设备进行妥善的油漆或其它有效的防锈防腐处理，以适应远途海上、陆上运输条件和大量的吊装、卸货以及长期露天堆放的需要，防止雨雪、海浪造成受潮、生锈、腐蚀、振动以及机械和化学引起的损坏。做到从交货日起12个月内设备完整无损。5.1.3 卖方所供随机装箱技术

143、文件妥善地包装，能承受远洋运输和多次搬运，并防止受潮和雨水的侵蚀。每个技术文件邮包装有详细的目录清单。5.1.4 为防止设备器材被窃或受腐蚀因素损坏，未取得买方同意，不采用敞开的板条箱和类似包装。5.1.5 重要部套及特殊部件，出厂发运时，根据其结构的特点、装卸要求、采取必要的包装加强措施，以保证部件不变形和损坏5.1.6 卖方供给设备(无论装在箱内或成捆的散件)的包装，都贴有表明合同号，主要设备名称、部件名称和组装图上部件位置的标签，备品备件和专用工具还表明“备品备件”和“工具”的字样。对装箱供给的设备，卖方在每个箱子的两面用油漆写上如下内容：合同号，目的港，设备名称、机组号、图号，箱号(箱

144、的序号/设备总件数)，毛/净重，外形尺寸(长宽高)按照设备特性和不同的运输及装卸要求，在箱上明显标上“向上”、“向下”、“防潮”、“勿倒”、重心位置、绳索固定及吊装位置等通用标志。包装箱上标注发货标识：设备合同号、出厂编号、总分编号、箱号、体积（长宽高）、毛重、净重、设备名称及装箱清单、发货站、到货站、发货单位、收货单位。包装箱连续编号，而且在整个装运过程中，装箱编号的顺序始终是连贯的5.2 标志5.2.1 每台汽轮机、辅机均有固定铭牌。铭牌不易损坏。标志醒目、整齐、美观，符合国家电网公司相关规定。5.2.2 汽轮机的重要阀门、调节保安部套等均有表示其行程、转角、操作方法等明显易辨的标志。5.

145、2.3 重要部件根据图纸规定，在一定位置上标有装配编号，使用材料和检验合格的标志。5.2.4 卖方按买方提供的编码规则进行编码标识。5.2.5 卖方设备标志中写明所有系统管道、阀门均有清晰准确的介质流向及名称标志（或标志牌）5.3 运输经由货轮远洋（铁路）运输的部件，其尺寸不超过国家对非标准外形体的规定，当部件经由船运（铁路运输）以外的其他方式运输时，其重量和体积的限制遵守有关运输单位的规定。每批设备发出后24小时内，卖方用电传或挂号信通知对方。通知中指明设备名称、件数、件号、重量、合同号、货运单号、设备发出日期。对于超重、超大件，卖方在发货前不迟于30天前将发货日期通知对方。经由铁路运输的部

146、件，其尺寸不超过国家对非标准外形体的规定，当部件经由除铁路以外的其他方式运输时，其重量和体积的限值，遵守有关运输单位的规定。（包装后的设备或部件其重量超过20吨的为超重设备或部件，包装尺寸长度超过12米，或宽度超过2.7米，或高度超过3米的均为超限设备或部件）。卖方所供设备或部件因重量或尺寸超限而采取必要措施进行运输时，则运输过程中增加的运输措施费由卖方负担。5.4 保管5.4.1 卖方将提供所有设备、部件、材料等的保管方法的说明。5.4.2 卖方所用的每种防腐剂的质量、预期寿命和型号应该一致，卖方将向买方提交各种防腐剂清除步骤的完整资料。6 检验与验收6.1 包装箱外有一份装箱单，以便于设备

147、、技术资料、备品备件及专用工具等的管理和保管。所有设备将附有下列文件：a)装箱单，其上注明：产品名称、型号、规格和制造厂；装箱数量；附件、备件名称及数量；装箱日期。b)原制造厂的产品出厂合格说明书、出厂试验数据、安装使用说明书。6.2 设备到达现场后，双方按商定的开箱检验办法，对照装箱单逐件清点，进行检查和验收。6.3 卖方扩散联营或外包生产的设备（部件）将生产厂家写明，卖方将对厂家质量和交货进度负责。设备到达现场后，仍由卖方会同买方进行检查和验收。7 技术数据表7.1 汽轮机性能数据表表7-1 汽轮机特性数据铭牌工况（TRL）T-MCR工况VWO工况75铭牌工况（定，滑）50铭牌工况（定，滑

148、）40铭牌工况（定，滑）30铭牌工况（定，滑）高加停用工况平均双抽工况最大单抽工况1最大单抽工况2出力 MW350.2 368.2 382.7 262.5 175.0140.0105.0350.0280.2284.8276.8热耗值 kJ/kWh8070.3 7666.6 7670.2 7771.8 7672.5 8162.1 7996.2 8420.4 8227.4 8826.2 8541.9 7932.4 5696.9 5246.7 5406.6 主蒸汽压力 MPa24.20 24.20 24.2 24.2 19.1 24.2 12.7 24.2 10.2 24.2 8.9 24.2 24

149、.2 24.2 24.2 再热蒸汽压力 MPa3.69 3.73 3.90 2.59 2.55 1.79 1.74 1.47 1.42 1.15 1.09 3.68 3.62 3.85 3.69 主蒸汽温度 566.0 566.0 566.0 566.0 566.0 566.0 566.0 566.0 566.0 558.0 558.0 566.0 566.0 566.0 566.0 再热蒸汽温度 566.0 566.0 566.0 566.0 566.0 555.0 555.0 543.0 543.0 530.0 530.0 566.0 566.0 566.0 566.0 主蒸汽流量 t/h

150、1060.0 1060.0 1113.0 719.4 705.8 487.7 470.1 398.2 381.7 310.2 291.8 870.7 1060.0 1113.0 1060.0 再热蒸汽流量 t/h874.0 878.9 919.9 612.8 601.5 423.4 409.4 348.5 335.2 273.6 258.3 852.1 872.7 916.6 876.0 采暖抽汽压力 MPa/0.40.40.4工业抽汽压力 MPa/1.915/采暖抽汽流量 t/h/455600550工业抽汽流量 t/h/40/排汽压力 kPa11.8 4.90 4.904.904.904.9

151、04.904.904.9 3.5 4.0 排汽流量 T/h613.0 611.5 636.5 447.3 454.4 319.5 321.0 267.0 267.2 213.5 210.1 627.1 182.7 124.1 141.4 补给水率 3.0 0.00 0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00末级高加出口给水温度 281.7 282.3 285.5 257.0 256.8 235.3 235.0 224.5 224.3 211.6 210.5 186.7 281.7 285.4 282.2 发电机功率 kW最大双抽工况

152、1最大双抽工况2THA工况出力 MW281.7 273.7 350.0 热耗值 kJ/kWh5271.3 5433.7 7647.3 主蒸汽压力 MPa24.2 24.2 24.2 再热蒸汽压力 MPa3.8 3.6 3.5 主蒸汽温度 566.0 566.0 566.0 再热蒸汽温度 566.0 566.0 566.0 主蒸汽流量 t/h1113.0 1060.0 991.1 再热蒸汽流量 t/h913.2 872.7 825.8 采暖抽汽压力 MPa0.40.4/工业抽汽压力 MPa0.9991.915/采暖抽汽流量 t/h550500/工业抽汽流量 t/h4040/排汽压力 kPa3.5

153、4.04.9排汽流量 T/h126.5 144.0 578.7 补给水率 000末级高加出口给水温度 284.9 281.7 277.6 发电机功率 MW281.7 273.7 350.0 表7-2 汽轮机组轴瓦轴瓦号轴颈尺寸直径/宽度mm轴瓦型式轴瓦受力面积cm2比压Mpa失稳转速r/min设计轴瓦温度对数衰减率1355.6/250四瓦块8891.41不失稳900.622381/270四瓦块1028.71.22不失稳900.633482.6/355.6四瓦可倾16891.73不失稳900.654482.6/355.6 四瓦可倾16891.82不失稳900.52推力轴承447/454 King

154、sbury943.80.807907.2 汽轮机设备技术数据表7.2.1 汽轮机本体数据表表73 汽轮机本体有关数据名称单位数值型式 /超临界、一次再热、两缸两排汽、抽汽凝汽式制造厂商 /HTC转速 r/min3000转向（从汽轮机向发电机看） /顺时针汽轮机允许最高背压值 kPa（a）18.6抽汽级数 级8冷态启动从空负荷到满负荷所需时间 min240轴系扭振频率 Hzf1:21.8 f2:26.6 f3:37.6 f4:88.5 f5:92.1 f6:109.3f7:140.9轴系临界转速一阶r/min高中压：1611/低压：1588轴系临界转速二阶r/min高中压：1586/低压：381

155、4汽轮机外形尺寸（长宽高） m机组总长（包括罩壳） m18机组最大宽度（包括罩壳） m10.17高压缸排汽口数量及尺寸 个/mm2/551.6中压缸排汽口数量及尺寸 个/mm1/ID1382低压缸排汽口数量及尺寸 个/mm1/74806580设备最高点距运转层的高度 mm6950汽机叶片级数及末级叶片有关数据：单位数值高压转子级I+13中压转子级11低压转子级2x6低压缸末级叶片长度mm1029低压缸次末级叶片长度mm515低压缸末级叶片环形面积m28.91高中压转子脆性转变温度（FATT）116低压转子脆性转变温度（FATT）-7高压缸材质ZG15Cr2Mo1(外缸)ZG1Cr10MoVNb

156、N(高压内缸)低压缸材质（内、外缸）Q235-A；高中压转子材质30Cr1Mo1V低压转子材质30Cr2Ni4MoV各级叶片材质高/中压：1Cr10Co3MoWVNbNB、 1Cr11NiMoW1VNbN、2Cr12NiMo1W1V、1Cr12Mo低压：1Cr12Mo、0Cr17Ni4Cu4Nb汽缸螺栓材质20Cr1Mo1VTiB、25Cr2MoVA、GH4080A、2Cr10MoVNbN-B4、45主汽导汽管P91重量：转子（每个转子）Kg高中压转子1/32245.9低压转子1/63313上汽缸（每个内外上缸）Kg高中压外缸33562高压内缸:12228低压外缸:37738低压内缸:4839

157、5下汽缸（每个内外下缸）Kg高中压外缸:50164高压内缸:12816低压外缸:91659.7低压内缸:47890.4总重Kg750000行车吊钩至汽轮机中心线的最小距离：带横担时M9.02不带横担时M8.636转子的转动惯量GD2：高中压转子t-m216.8低压转子t-m288.7表7-4 汽轮机各工况时各级抽汽参数汽轮机最大抽汽工况时各级抽汽参数抽汽级数流 量t/h压 力MPa温 度允许最大抽汽量t/h第一级(至1号高加)88.58 7.004 375.4 89.76 第二级(至2号高加)87.92 4.282 314.2 90.48 第三级(至3号高加)49.14 2.102 472.9

158、 49.14 第四级(至除氧器)62.32 0.975 364.5 62.32 第四级(至给水泵汽轮机)53.82 0.926 364.5 59.50 第五级(至5号低加)23.32 0.400 257.5 47.07 第五级(至厂内辅助蒸汽)/第五级(至采暖抽汽)600.00 0.400 257.5 600.00 第六级(至6号低加)7.94 0.039 75.1 44.98 第七级(至7号低加)6.07 0.013 50.5 33.23 第八级(至8号低加)0.14 0.005 32.2 38.64 汽轮机平均抽汽工况时各级抽汽参数抽汽级数流 量t/h压 力MPa温 度允许最大抽汽量t/h

159、第一级(至1号高加)83.35 6.617 368.09 89.76 第二级(至2号高加)85.03 4.022 307.02 90.48 第三级(至3号高加)44.61 1.915 468.82 49.14 第四级(至除氧器)51.27 0.901 362.79 62.32 第四级(至给水泵汽轮机)53.52 0.856 362.79 59.50 第五级(至5号低加)30.96 0.400 263.62 47.07 第五级(至厂内辅助蒸汽) /第五级(至采暖抽汽)455.00 0.400 263.62 600.00 第六级(至6号低加)13.15 0.058 87.75 44.98 第七级(

160、至7号低加)9.96 0.020 58.88 33.23 第八级(至8号低加)1.29 0.008 39.56 38.64 表7-5 汽轮机发电机组临界转速（按轴系、轴段分别填写）轴段名称一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min设计值试验值设计值试验值轴系轴段轴系轴段高中压转子16813983低压转子15883706发电机转子131434827.2.2 启动参数数据表表7-6 预热蒸汽参数（无）名称单位数据主蒸汽压力MPa(g)主蒸汽温度主蒸汽流量kg/h辅助蒸汽压力MPa(g)辅助蒸汽温度辅助蒸汽流量kg/h汽缸预热最低温度转子预热最低温度表7-7 转子轴颈双振幅振动值（m）轴 承第一临

161、界转速振 幅 值额定转速时振幅值正常报警跳闸115076125254215076125254315076125254415076125254515076125254615076125254表7-8 汽轮机各阀门关闭时间 (s)阀门名称时 间 特 性关闭时间（s）延迟时间（s）主汽门0.150.05主汽调节汽阀 0.150.05再热汽门0.150.05再热调节汽阀0.150.05高压缸排汽止回阀0.50.15一段抽汽止回阀0.50.15二段抽汽止回阀0.50.15三段抽汽止回阀0.50.15四段抽汽止回阀0.50.15五段抽汽止回阀0.50.15采暖抽汽止回阀0.50.15采暖抽汽快关阀0.50

162、.15六段抽汽止回阀0.50.15表7-9 启动方式、条件及时间(min)起 动状 态冲转方式冲 转 至额定转速时间额定转速至 并 网时 间并网至额定负荷时间冲 转 至额定负荷时间蒸汽压力MPa（a）蒸汽温度（）高压缸调节级金属温度（）中压缸第一级金属温度（）凝汽器背压kPa（a）备注冷态高中压缸联合冲转17252033808.92360120-13温态同 上1551001208.92400415-13热态同 上10545608.92450450-450-137.2.3 运行参数数据表表7-10 运行参数项 目单 位数 据不破坏真空惰走时间min48破坏真空惰走时间min30主开关断开不超速跳

163、闸的最高负荷kW382715.7超速脱扣转速r/min3300最大运行背压kPa（a）18.6汽机报警背压kPa（a）18.6汽机脱扣背压kPa（a）28汽机喷水流量t/h5.7最大持续允许负荷(背压0.0186MPa（a）时)kW340000最大允许排汽压力(额定负荷时)kPa（a）11.8盘车转速r/min3.38允许盘车停止时汽缸最高温度150允许盘车停止时转子最高温度1507.2.4 接口允许受到的力和力矩表7-11 从管道接口处传至汽轮机各接口处的允许推力和力矩数值（从管道接口处传至汽轮机各接口和凝汽器接口处的允许推力和力矩数值），待一联会确定。受力部位力 N力矩 N.m备 注主蒸汽

164、进口Fx FyFz合成 Ft热再热蒸汽进口FxFyFz合成 Ft冷再热蒸汽出口FxFyFz合成 Ft各级抽汽出口FxFyFz合成 FtF之座标： X 汽轮机纵向指向发电机末端F是正值 Y 汽轮机横向和从锅炉来F是正值 Z 向上F是正值7.2.5 汽轮机辅助系统表7-12 调节和保护系统名 称单 位数 值1.调节系统型式纯电调DEH2.主蒸汽阀数量只2接管口径mm292阀体、阀杆材料ZG1Cr10Mo1WVNbN、2Cr12NiMo1W1V3.主蒸汽调节阀型式单座球头阀数量只4通流口径mm177.8阀体、阀杆材料ZG1Cr10Mo1WVNbN、2Cr12NiMo1W1V4.负荷限制器DEH具有此

165、功能5.全周进汽喷嘴调节6.高压缸排汽止回阀数量只1接管口径mmDn800阻力Pa9800阀体、阀杆材料ASTM A217 WC6 ASTM A217 WC97.再热主汽阀数量只2接管口径mm463.5阀体、阀杆材料ZG15Cr2Mo1、2Cr12NiMo1W1V8.再热蒸汽调节阀数量只2通流口径mm400阀体、阀杆材料ZG15Cr2Mo1、2Cr12NiMo1W1V9.危急保安器型式机械飞锤式数量只110.跳闸装置ETS推力轴承保护装置具备真空失常跳闸装置具备轴承低油压跳闸装置具备11.真空破坏装置型式电动真空破坏阀接管口径mmDN15012.初压调节器控制在DEH装置内实现13.大气释放膜

166、直径,厚度mm876.5/0.8材料Pb-514.汽轮机排汽缸喷水量kg/h5700表7-13 各级抽汽接口参数抽汽级数设计流量t/h设计压力MPa设计温度直径mm壁厚mm材料1级62.326.21362.221911高压缸排汽840.664.251314.7450223级52.732.062476.6333.6124级22.340.962353.3512.6125级42.510.562294.3DN10006级41.560.222195.150010采暖抽汽6000.562255.9DN1000工业抽汽502.062467.7333.612表7-14 润滑油系统名 称单 位数 值1、采用的油

167、牌号、油质标准32L-TSA/GB11120-89 NAS72、油系统需油量 kg251003、轴承油循环倍率84、轴承油压MPa（g）0.1180.00985、组合油箱型式焊接、卧式圆筒型容量m331.4（满容积）外形尺寸（长宽高）Mmmmmm25326800设计压力MPa（g）0.1材料Q235-A油箱重量kg14060回油流量kg/h1580006、主油泵型式主轴拖动离心式制造厂XX容量m3/h240出口压力MPa（g）1.96入口压力MPa（g）0.098材料： 壳体 ZG230-450 轴34CrMo1A 叶轮ZG230-450总重kg10527、电加热器功率kW4X24电压V380

168、8、冷油器型式板式制造厂国产数量台2x100%冷却面积M2冷却水入口设计温度38出口油温45冷却水流量m3/h油量m3/h158管阻MPa0.05管子尺寸（外径壁厚）mmmm设计压力： 管侧MPa（g）0.8 壳侧MPa（g）0.8设计温度： 管侧90 壳侧90材料： 管子 壳体 水室 管板管板尺寸（外径壁厚）mmmm每台总重kg45009、交流润滑油泵型式立式离心泵制造厂卖方外购数量台1容量m3/h192出口压力MPa（g）0.4转速r/min2970材料： 外壳ZG230450 轴25Cr2MoVA 叶轮ZG1Cr13电动机型式三相异步电动机容量kW45电压V380AC 转速r/min29

169、70总重kg106010、直流事故油泵型式立式离心泵制造厂卖方外购数量台1容量m3/h192出口压力MPa（g）0.4转速r/min3000材料： 泵壳ZG230450 轴25Cr2MoVA 叶轮ZG1Cr13电动机型式直流电机容量kW40电压V220转速r/min3000总重kg106011、顶轴油泵型式轴向塞柱泵制造厂进口数量台2容量m3/h3.27出口压力MPa（g）20.58转速r/min1470材料： 壳体ZG230450 轴38CrMoAl 柱塞25Cr2MoVA电动机型式三相异步电动机容量kW30电压V380转速r/min1470总重kg27112、氢密封备用油泵（即高压启动油泵

170、）型式螺杆泵制造厂卖方外购数量台1容量l/min548出口压力MPa（g）1转速2930外壳ZG230450轴25Cr2MoVA电动机型式三相异步电动机容量kW18.5电压V380转速r/min2930总重kg32513、主油箱排油烟机型式离心式制造厂卖方外购数量台2容量m3/h1500电动机：型式三相异步电动机容量kW4电压V380转速r/min2890总重kg798表7-15 抽汽止回阀规格:抽汽级数内径mm额定压力MPa1级DN2006.42级DN2004.03级DN2502.454级2-DN4500.985级DN4000.986级DN5000.98采暖抽汽止回阀2-DN11000.98

171、采暖抽汽快关阀2-DN11004.0高压缸排汽止回阀DN800表716 盘车装置名 称单 位数 值型式电动电动机容量kW22电动机电压VAC380电动机转速r/min750盘车转速r/min3.38表717 汽封系统设备名 称单 位数 值1、汽封蒸汽调节器型式气动调节阀温度调节范围-压力调节范围MPa（g）0.0240.031 MPa.g2、汽封排气风机型式离心式制造厂外购数量台2容量m3/h1200排汽压力kPa（g）7.0转速r/min2900材料： 壳体Q235-A 轴45# 叶轮1Cr18Ni9Ti电动机型式Y132S2-2/B5容量kW7.5电压V380转速r/min2900总重Kg

172、3、轴封冷却器型式表面式制造厂卖方冷却表面积M2116冷却水流量KG/h700000管子尺寸(外径壁厚)mmmm251管子根数根562传热系数W/m2242管阻MPa00187尺寸： 总长mm4478 壳体直径mm924设计压力： 管侧kPa（g）3450 壳侧kPa（g）300设计温度： 管侧90 壳侧200材料： 管子TP304 壳体Q235-B 水室Q345R 管板20MnMo总重kg5122表7-18凝汽器参数表序号项 目单位数据1凝汽器的总有效面积m2215002抽空气区的有效面积m217203流程数/壳体数2/14VWO工况循环水带走的净热kJ/s4236225传热系数W/m2.2

173、998.6循环水流量m3/s10.147管束内循环水最高流速m/s2.38冷却管内设计流速m/s2.19清洁系数0.910VWO工况循环水温升9.711凝结水过冷度0.512凝汽器设计端差3.5813水室设计压力MPa.g0.414壳侧设计压力MPa.g-0.10.115凝汽器出口凝结水保证氧含量g/l2016管子总水阻kPa6517凝汽器汽阻kPa0.318循环倍率(设计工况)5519水室重量（每个）kg15956/1243220凝汽器净重kg32000021凝汽器重量（运行时）kg17800022凝汽器重量（满水时）kg119600023冷却水温：设计水温2024最高水温3325冷却水工作

174、压力MPa（a）/26循环倍率（TRL工况凝汽量）54.2227额定背压（冷却水温20）MPa0.004928凝汽器热水井有效容积m35029水室盖板的设计压力MPa（a）/30铭牌工况平均最高水温时汽侧压力MPa（a）0.011831安全阀排放时汽侧压力MPa（a）/32凝汽器汽侧进口最高温度8033主要接管允许管道传递的反力KN/34主要接管允许管道传递的力矩KN.m/35管道最高工作压力MPa/36最危险的受力组合/表7-19凝汽器设计与材料表序号项 目单位数据1管束顶部外围部分材料TP316L2管束顶部外围部分数量11943管束顶部外围部分直径、壁厚mm25、0.74管束主凝汽器区材料

175、TP316L5管束主凝汽器区数量212226管束主凝汽器直径、壁厚mm25、0.57管束空气抽出区材料TP316L8管束空气抽出区数量16849管束空气抽出区直径、壁厚mm25、0.710管束有效长度、总长m11.35、11.4311入/出口端紧固管束的方法胀、焊12管板数量413管板材料TP316L+Q235-A14管板尺寸m3.45x5.0415管板厚度mm35+516螺钉与螺母材料45#/35#17管子支撑板数量2618管子支撑板材料Q235-A19管子支撑板厚度mm1620管子支撑板间距/最大/最小mm1000/78021凝汽器壳体材料Q235-A22凝汽器壳体厚度mm2023喉部及热

176、井在内的蒸汽空间容积m398024凝汽器壳体空气抽吸管的数量225凝汽器壳体空气抽吸管的尺寸mm24526水室门盖材料Q235-A 27水室门盖设计压力MPa(g)0.428水室门盖工厂试验压力MPa(g)/29水室门盖厚度mm/30循环水接管入口/出口外径mmDN180031水室的人孔门数/内径尺寸mm4-DN50032水室内部涂料/33热井形式/容积m3焊接/5034TMCR工况下，高低水位报警之间滞留的时间min335喉部与排汽缸的接头材料/厚度mmQ235-A/2036喉部与凝汽器壳体的连接型式焊接37喉部与汽轮机的连接型式弹性联接38水室法兰顶部到汽机排汽缸的高度mm518039垂直

177、方向的膨胀设施支撑型式焊接40垂直方向膨胀设施端部焊接型式角焊表7-20凝汽器部分接管清单序号项 目数量尺寸厚度端部型式等级1循环水入口2182010平面法兰PN0.62循环水出口2182010平面法兰PN0.63凝结水出口163010焊接4空气抽吸出口227311焊接5热井放水口12199焊接6水室放水口2DN1004.5平面法兰PN0.67水室放气口4DN6540.5平面法兰PN0.69五段抽汽口/DN500 10焊接10六段抽汽口1DN50010焊接11小汽机排汽接口2162010焊接12高加疏水/配合定13自密封溢流管/配合定14高加事故疏水汽扩容器水/32510焊接15本体疏水扩容器

178、汽水/42611焊接16低加疏水/表7-21加热器参数表（加热器的编号按汽机抽汽压力由高到低排列）序号项目#5低加#6低加#7低加#8低加备注1压力降管侧压力降（MPa）0.120.120.120.12壳体压力降（MPa）0.0350.0350.0150.010壳体每段压力降（MPa）/2设计管内流速（m/s）2.12.12.12.1管内最大流速（m/s）2.22.22.22.23有效表面积（m2）7458307951030每段有效表面积（m2）45/700100/730130/665210/8204换热率（kJ/hr.m2）/5总换热系数(kJ/hr.m2)13266.7812907.921

179、2352.3711762.956给水端差（）2.82.82.82.87疏水端差（）5.65.65.65.68加热器壳侧设计压力（MPa）0.60.60.60.6设计温度（）300220150100试验压力（MPa）0.90.8750.750.759加热器管侧设计压力（MPa）4.04.04.04.0设计温度（）200150100100试验压力（MPa）5.05.05.05.010净重(kg)199282254553723壳体净重(kg)8245847022040管束与管板净重(kg)98641127326647运行荷重(kg)232042616559123充水荷重(kg)38104420658

180、0223表7-22 加热器结构特性表（加热器编号按汽机抽汽压力由高至低排）序号项目#5低加#6低加#7低加#8低加备注1加热器数量11112加热器型式 卧式卧式卧式3加热器布置平台平台凝汽器喉部4壳体支撑鞍座鞍座鞍座5封头型式椭圆形椭圆形椭圆形封头材料Q235-BQ235-BQ235-B6加热器壳体壳体最大外径及壁厚（mm）1332、161332、162032、16最大总长（m）12.613.8517.4最大操作间隔（m）10.31113.5壳体材料Q235-BQ235-BQ235-B冲击板材料不锈钢不锈钢不锈钢7加热器管束加热器管侧流程2222管子与管板的连接方式胀焊胀焊胀焊胀焊型式：弯管或

181、直管U形管U形管U形管U形管管子数量（根）741728718708管子材料Tp304Tp304Tp304Tp304尺寸/壁厚*（mm）16/0.916/0.916/0.916/0.9备用管子*（根）5%5%5%5%8水室与管板水室与壳体连结方式焊接焊接焊接水室材料Q345RQ345RQ345R管板材料20MnMo20MnMo20MnMo短接管材料202020管板与水室连接方式焊接焊接焊接*指这部分管子堵去，仍不影响保证性能。表7-23 接管数量、尺寸、型式表（加热器编号按汽机抽汽压力由高至低排列）序号项目#5低加#6低加#7低加#8低加备注1水室入口325x10325x10325x10325x

182、102水室出口325x10325x10325x10325x103壳体上的抽汽入口500x10500x10500X10600X104壳侧疏水出口DN150DN200DN250DN3005壳侧释放阀DN100DN100/6水室释放阀DN25DN25DN25DN257壳侧放气口DN50DN50DN50DN508壳侧疏水入口/DN150DN200DN250/9壳侧压力表接头M16X1.5M16X1.5M16X1.5M16X1.510水位报警、连锁控制器接口DN32DN32DN32DN3211水位保护控制器接口DN32DN32DN32DN3212壳侧放水接口DN65DN65DN65DN6513壳侧放气接

183、口DN50DN50DN50DN5014水室放水接口DN80DN80DN80DN8015 水室放气接口DN50DN50DN50DN5016就地水位计接口DN25DN25DN25DN2517危急疏水排放口DN150DN200DN250DN30018水位试验旋塞19水位变送器接口DN32DN32DN32DN3220其他表724 机组频率特性表频率（HZ）允许运行时间累计(min)每次(Sec)51.5303051.018018048.550.5连续运行4830030047.5606047101046.547.025表725 汽机液力控制系统名 称单 位数 值1、抗燃油泵组及油箱的外形尺寸mmm1.7

184、91.491.7抗燃油系统需用油量kg438系统储备容量kg1200抗燃油设计压力MPa（g）14抗燃油储油量m31.1抗燃油牌号Fyrquel EHC-plus/NAS5抗燃油油质标准NAS5抗燃油泵型式变量柱塞式数量台2容量m3/h6.0出、入口压力MPa（g）14/0.1电动机型式三相异步防爆容量kW30电压V380转速r/min1470总重kg35x22、滤油器：布置方式并联型式立式数量台2外形尺寸mmmm120960电动机型式三相异步B35容量1.5电压380转速15003、蓄能器型式皮囊数量台高压4 / 低压2氮气充有压力kPa（g）9800 / 19604、抗燃油冷却器型式列管式

185、数量台2冷却面积m22.62设计压力： 管侧MPa（g）1.0 壳侧MPa（g）1.4设计温度： 管侧38 壳侧38T60材料： 管子0Cr18Ni9 壳体0Cr18Ni9 水室0Cr18Ni9外形尺寸（直径长度）mmmm1751000总长1000总重3025、抗燃油再生装置型式树脂滤芯+纤维素滤芯数量16、抗燃油输油泵型式齿轮泵数量台1容量m3/h2.4压力MPa（g）1.0电动机型式三相异步B35容量kW1.5电压V380转速r/min1500总重kg50表7-26 电动机清单序号名称型号额定功率kW额定电压V额定转速rpm防护等级IP绝缘等级生产厂家1交流润滑油泵30AC38029302

186、直流事故油泵30DC22030003顶轴油泵302AC3809804氢密封备用油泵18.5AC38029305主油箱排烟风机42AC38028906盘车电机22AC3807507汽封冷却器排气风机15AC38029208其它表7-27 汽轮机主要部件材质表序号部件名称材料标号ASTM通用材料力学性能（室温下）说明屈服强度N/mm2高中压缸1高中压转子30Cr1Mo1V5902喷嘴9%Cr钢4103中压1-2动叶片1Cr10Co3MoWVNbNB7804高压I、1中压3动叶片1Cr11MoNiW1VNbN7605高压2-8动叶片中压4-9动叶片2Cr12NiMo1W1V7606高压9-13中压1

187、0-11动叶片1Cr12Mo5507高压1-2隔板中压1-4隔板1Cr9Mo1VNbN 4108高压3-13隔板中压5-11隔板1Cr12Mo5509中压1-3隔板套ZG15Cr2Mo127511喷嘴中压隔板套螺栓1Cr11MoNiW1VNbN2Cr12NiMo1W1V76020Cr1Mo1VTiB73512高中压外缸ZG15Cr2Mo127513高压内缸12%Cr钢55014喷嘴室12%Cr钢55015高中压汽封ZG15Cr2Mo127516高中压内外缸螺栓2Cr10MoVNbN-B4GH4080A1Cr11MoNiW1VNbN7602Cr12NiMo1W1V760主汽阀22MSV/GV阀体

188、 ZG1Cr10MoWVNbN41623MSV/GV阀盖ZG1Cr10MoWVNbN41624MSV/GV螺栓NiCoCrTiMo钢55020Cr1Mo1VTiB69025RSV/IV阀体CrMo钢铸件27526RSV/IV阀盖CrMo钢铸件27527RSV/IV螺栓NiCoCrTiMo钢55020Cr1Mo1VTiB690蒸汽管路28HP进汽管路9%Cr钢管29IP进汽管路CrMo钢板低压缸30低压转子30Cr2Ni4MoV76031低压外缸Q235-A23532低压内缸20g245334级动叶0Cr17Ni4Cu4Nb59034次末级动叶0Cr17Ni4Cu4Nb75535末级动叶0Cr1

189、7Ni4Cu4Nb89036低压13级动叶片1Cr12Mo55037末级次末级静叶0Cr19Ni938低压14级静叶片1Cr12Mo55039低压外缸螺栓4544040低压内缸螺栓45 25Cr2MoVA5907.3 汽轮机主要数据汇总表表7-28 汽轮机主要数据汇总表序号项 目单 位数 据1机组性能规范1)机组型式超临界、单轴、双排汽、中间再热、双抽凝汽式2)汽轮机型号 CLN350-24.2/566/566 3) 铭牌工况（额定）出力MW3504)VWO工况出力MW3825)TMCR工况出力MW3686)热耗验收工况出力（纯凝）MW3507) 高加停用工况出力（全停、部分停）MW3508)

190、 平均双抽汽工况出力MW280.29)最大单抽汽2工况出力MW276.810)最大双抽汽2工况出力MW273.711)额定主蒸汽压力MPa24.212)额定主蒸汽温度56613)额定高压缸排汽压力MPa3.49714)额定再热蒸汽进口压力MPa3.88515)额定再热蒸汽进口温度56616)主蒸汽额定进汽量t/h991.117)主蒸汽最大进汽量t/h111318)再热蒸汽额定进汽量t/h825.819)额定排汽压力kPa4.920)配汽方式喷嘴21)设计冷却水温度2022)额定给水温度277.523)额定转速r/min300024)额定工况热耗kJ/kWh7647.325)给水回热级数（高压除

191、氧低压）级8（3+1+4）26)低压末级叶片长度mm102927)汽轮机总内效率%89.1228)高压缸效率%85.2029)中压缸效率%92.1030)低压缸效率%89.2131)通流级数高压缸中压缸低压缸级级级级37I+13112X632)临界转速（分轴系、轴段的试验值一阶、二阶）高压转子中压转子低压转子发电机转子励磁机转子机组轴系扭振频率r/minr/minr/minr/minr/minr/minHz见表4-533)机组外形尺寸mmm18.610.46.9534)转子是否做过超速试验是35)机组出厂前是否经过总装和热态试验总装不做热态试验36)调节装置DEH制造厂卖方成套37)DEH主要

192、功能：启动升速同步自动增减负荷蒸汽参数、金属温度监视振动过限报警功率限制具备具备具备具备具备具备安全检测(TSI)制造厂卖方成套38)TSI主要功能且不限于此：a)每个轴振动及相位角（X-Y双坐标）（包括发电机轴振）。b)相对膨胀。c)偏心率。d)汽缸绝对膨胀（胀差）。e)汽机转速。f)汽机零转速，兼有鉴相功能。g)轴向位移。h)推力瓦振。I）大轴挠度。具备具备具备具备具备具备具备具备具备39)推力轴瓦磨损具备40)运行层标高m12.641)最大起吊高度m11.3（距运转层）42)30年寿命分配冷态温态热态极热态强迫停机负荷变化带厂用电次/30年次/30年次/30年次/30年次/30年次/30

193、年次/30年2001200300015030120003043)启动及运行方式（定压、滑压）高中压联合启动、定-滑-定运行44)变压运行负荷范围3090%45)定压、变压负荷变化率/min5-3%46)轴振动三个方向最大值mm0.07647)临界转速时轴承座振动最大值mm0.0848)最高允许背压值kPa18.649)最高允许排汽温度12050)噪声水平dB(A)8551)润滑油系统52)主油泵型号主轴拖动离心式53)润滑油牌号32L-TSA54)油系统装油量kg25100 （不含冷油器）55)主油泵出口压力MPa(g)1.9656)轴承油压MPa(g)0.1180.009857)主油箱容量m

194、331.4（满容积）58)油冷却器型式、台数台板式、1（2100%）59)顶轴油泵型式轴向塞柱泵60)顶轴油泵制造厂进口61)顶轴油泵出口压力MPa(g)20.5862)顶轴油泵供油量M3/h3.2763)液力控制系统64)抗燃油泵型式、台数台变量柱塞式/265)抗燃油牌号Fyrquel EHC-plus66)抗燃油系统装油量kg120067)抗燃油泵出口压力MPa1468)抗燃油泵供油量kg/h600069)抗燃油箱容量m31.3170)抗燃油冷却器型式、台数抗燃油循环泵形式抗燃油再生泵形式台列管式/2齿轮泵齿轮泵71)抗燃油冷却器管侧设计压力MPa 1.072)盘车装置73)盘车转速r/m

195、in2.574)盘车电动机容量、电压kW,V22、38075)轴封有无自密封系统有2保证值1)汽轮机性能保证2)TRL工况出力MW3503)TMCR工况出力MW3664)最大单抽2汽量T/H5505)最大双抽2汽量T/H5006）最大工业抽汽量T/H607)额定功率时热耗值(纯凝工况)kJ/kWh7647.38）各轴承三个方向最大振动值mm0.025（额定转速）3机组总重t1）汽轮机本体t7502）主汽门、调节阀等Kg48.33）润滑油系统t567.4 热工检测及控制设备技术参数表 表7-29序号设备名称型式及规范数量单位厂家原产地备注1数字式电液控制系统（DEH） 1套卖方成套2汽轮机本体监

196、测仪表（TSI）+故障诊断系统（TDM）1 套卖方成套各1套3汽机跳闸系统（ETS）1 套卖方成套4随汽机供的所有一次元件（分类提供）1套5就地控制盘柜套6其它8 设计分工8.1 主汽门及调节汽阀、中压联合汽门的安装固定方式、主汽门及中压联合汽门至汽缸间的导汽管及支吊架均由卖方设计。8.2 汽轮机本体范围及卖方供应的管道、阀门的保温设计由卖方提供。8.3 卖方与买方设计分界处的焊接坡口型式由卖方提供。卖方接口尺寸及材质与买方系统的接口匹配。8.4 汽轮发电机组顶轴油系统包括设备、管道、阀门、附件和仪表等由卖方设计供货，买方配合。卖方负责与发电机制造商配合，提供发电机的顶轴油系统用油，发电机顶轴

197、油系统由汽机制造商设计，顶轴油泵采用进口产品。8.5 卖方在润滑油系统设计中提供汽轮发电机轴承用油，并负责汽轮发电机润滑油管路的归口，在汽发连靠背轮处留有发电机润滑油进、回油管路接口。买方提供主油箱与冷油器相互联接的管道及主油箱与轴承之间的油管道布置图。冷油器的反法兰由卖方提供。8.6 润滑油系统和顶轴油系统全部热工仪表及油泵自启动和油压联锁的压力开关、过压阀、油箱高低油位控制及油箱控制接线盒等由卖方提供。8.7 发电机氢密封系统备用油源由卖方在润滑油系统设计中，提供备用油泵及备用油接口。8.8 汽机汽封系统由卖方设计，买方负责管道布置图、卖方配合。卖方同时成套供应系统中包括的所有直管、弯头、

198、汽封压力调节阀（冷再热蒸汽、辅助蒸汽、排汽等管路）、阀门、安全阀及附件，管道支吊架由买方负责。8.9 给水泵汽轮机的汽封及疏水系统与主机分供，卖方配合买方工作。管道由给水泵汽机供货厂负责。汽量由卖方考虑。8.10 汽封蒸汽减温器的供水调节阀、隔离阀、旁路管道及阀门由卖方供货，减温水管道由买方负责。8.11 低压缸喷水所用的调节阀（包括调节器、元件和电磁阀）、隔离阀和旁路阀由卖方供货，低压缸喷水内部管道由卖方负责，喷水系统由卖方设计，外部管道由买方负责。8.12 汽封冷却器抽气风机的总的出口反法兰外的排气管道由买方负责，内部管道由卖方负责。8.13 汽封冷却器去凝汽器的管道由买方负责，与汽封冷却

199、器相连接的反法兰由卖方供货。汽封冷却器的外部冷却水（凝结水）管道由买方负责。8.14 卖方负责向发电机制造厂提供发电机侧与汽轮机连接的靠背轮螺孔加工用的钻模。8.15 卖方提供供货范围内管道的设计参数；管道接口位置由双方共同确定。8.16 为防止汽机进水和超速的气动止回阀（包括行程开关）及其有关控制装置由卖方负责设计供货，控制用压缩空气气源及管道由买方负责。8.17 汽轮机基座由买方设计，卖方提供汽轮机外形图，其中包括汽轮机的外型尺寸、辅属设备及管道的推力和力矩值、地脚螺栓孔洞尺寸、沟槽的位置及尺寸、灌浆层厚度及其它尺寸、垫铁的位置及构造详图等资料。卖方明确汽轮发电机组二次灌浆的厚度、范围及标

200、高，基座施工过程中二次灌浆前的基座上的预埋铁件由买方根据卖方的资料备料埋设。买方在完成汽轮机基座施工详图后，提交卖方基座设计图，卖方核对有关尺寸后予以确认，并在图纸上签字。8.18 卖方提供机组的载荷资料，其中包括：8.18.1 静力荷载和动力荷载。8.18.2 质量分配（包括转子重量的分配）。8.18.3 基础变形的极限值。8.18.4 短路荷载。8.18.5 凝汽器真空吸力。8.18.6 滑动轴承座的摩擦系数。8.18.7 卖方提供汽轮机大修解体时，各零部件的外型尺寸、重心位置、重量等资料。8.19 卖方供应机组和辅属设备安装的垫铁、地脚螺栓。8.20 不采用弹簧基座。8.21 汽机数字电

201、液控制系统（DEH ）（包括电子部分和液压部分）由卖方负责设计。8.22 汽机监测仪表（TSI）由卖方负责设计。8.23 汽机跳闸系统（ETS）由卖方负责设计。8.24 汽轮发电机组振动监测分析故障诊断系统（TDM）由卖方负责设计。8.25 供货范围内工艺系统的检测仪表和控制设备的设计由卖方负责，接口在由卖方提供的控制柜（箱）和接线盒端子排上。8.26 汽轮机抗燃油系统由卖方设计和供货，买方配合。抗燃油冷却器的冷却水管道由买方负责设计供货。8.27 汽机供货范围内的设备及本体疏水系统由卖方设计供货，买方配合。卖方同时成套供应汽机供货范围内的设备及管道疏水系统中包括的直管、弯头、疏水阀及附件等。

202、8.28 上述管道和卖方的接口位置和介质参数，由卖方提供。8.29 汽机盘车控制装置由卖方负责设计并总负责。附件2 供货范围1 一般要求1.1 提供两台350MW汽轮机本体及其所有附属设备和附件。1.2 卖方根据下列所述提出详细供货清单，本附件未提及而在技术规范中明确的供货范围均为卖方的供货范围。1.3 除有说明“两台机组用”以外，所述数量均为一台350MW机组所需。1.4 卖方在技术规范中详细列出随机备品备件、专用工具清单，并供货。卖方在技术规范中详细列出推荐备品备件清单，并报单价，供买方选择。1.5 备品备件及专用工具单独包装并发运。1.6 供货界限如下：1) 汽轮机本体包括从主汽门到调节

203、汽阀至高压缸、中压联合汽阀到中压缸，中低压缸蒸汽联通管、调节碟阀膨胀节到低压缸范围内全部设备及附件。2) 本体疏水（指进汽门后、高排止回阀及低压缸排汽口前，包括汽缸的疏水）和排汽系统中全部设备及管路。3) 高排止回阀、抽汽（包括采暖抽汽）止回阀及止回阀前的疏水阀、采暖抽汽快关阀。4) 润滑油系统与发电机分界在靠背轮处、顶轴油系统的全部设备和管路。（不含支吊架）5) 抗燃油系统的全部设备及管路。6) 轴封系统和汽机辅助系统中全部设备及管路。7) 凝汽器、低压加热器及所属附件。8）所有法兰连接的接口由卖方提供反法兰及紧固件。1.7 卖方提供表明供货界限的图纸。1.8以下供货范围内设备数量及清单为最

204、低要求，如不能满足机组安全运行要求卖方根据实际情况添加。2. 供货范围2.1 基础台板、垫铁、锚固板、地脚螺栓、高温润滑脂。2.2 各轴承组件（包括测温一次元件）。2.3 高、中、低压汽缸组件及紧固件。2.4 高、中、低压隔板及隔板套组件。2.5 高、中、低压转子组件及叶片。2.6 高、中、低压缸汽封，隔板汽封。2.7 浮动油挡。2.8 联轴器组件（包括联轴器、垫片、连接螺栓）。汽轮机与发电机间的联轴器垫片及连接螺栓由卖方供货。2.9 本体范围内管道和阀门，调速汽阀到高压缸的导汽管、中压联合汽阀到中压缸的导汽管、中低压缸蒸汽联通管、调节蝶阀及膨胀节。2.10 主汽门、调节汽阀、中压联合汽门及其

205、永久性和临时性滤网、阀门支架及其控制系统，高压缸排汽止回阀（包括气动控制系统，附属阀门管道及附件）、抽汽止回阀。低压缸排汽隔膜阀、真空破坏阀及抽汽管接口的反法兰。吹管、水压试验时至主汽门及中压联合汽门所需的临时堵板。2.11 数字电液调节系统（DEH），汽机本体监测系统（TSI），汽机故障诊断系统(TDM)、汽机紧急跳闸系统（ETS）。液力控制系统包括高压抗燃油、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管道、高压油动机、中压油动机、储能装置、抗燃油冷却器及相应阀门管道、油再生装置、净化器。汽轮机本体热工仪表设备，包括整个本体范围内的压力、真空、温度元件、温度表计、液位表、仪表阀

206、门及转速表等。2.12 盘车装置（包括控制装置）及其附件。2.13 电气传动用电动机（需电气传动的部件带电动机、如调速电机及电动盘车装置的电动机）。2.14 润滑油系统1) 组合油箱及其附件。2) 主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、射油器、滤网。3) 冷油器及附属阀门、管路。4) 顶轴油泵及附属阀门、管路、顶轴油泵控制箱。5) 排油烟风机、油烟分离装置。6) 盘车油泵（即交流润滑油泵）及附属阀门、管道。7) 润滑油过压调节阀。8) 氢密封备用油泵（即高压启动油泵）及附属阀门、管路。9) 润滑油系统全部管道、阀门及附件、油流窥视窗、就地油温度表等。10) 电加热装置及其温控设备。11) 所有必

207、须的热工测量仪表、一次检测元件及阀门执行机构。12) 油系统冲洗时各轴承（不包括发电机）用的临时滤网。13）用于连锁保护的一次元件（进口）。14）自动反冲洗装置。2.15 轴封系统1) 轴封冷却器及附件。2) 轴封蒸汽系统管道、阀门及附件。3) 轴封排气风机及附件。4) 各轴封漏汽及各门杆漏汽去轴封冷却器的管道、阀门。5) 所有必须的热工测量仪表、一次检测元件及阀门执行机构。6）轴封蒸汽减温器及附属阀门、管道。7）压力调整器及附属阀门、管道。8）供小机轴封用汽管道的管径、分界等在设计中详细配合确定。9）轴封汽源切换用的电动隔离阀、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

208、属设备等。2.16 删除。2.17 低压缸喷水及其控制系统（包括调节阀及其执行机构、隔离阀等）。2.18 卖方负责提供本体范围内所需的全部保温材料、保温螺母等附件的设计，保温螺母等附件由卖方供货。2.19 本体疏水、排汽系统的阀门、管道及附件，系统中所有必须的热工测量仪表、一次检测元件及阀门执行机构, 汽轮机本体疏水阀门，汽轮机本体疏水扩容器，高加事故疏水扩容器，真空破坏装置。2.20 凝汽器1) 凝汽器本体(包括喉部、水室、热井)。2) 支撑装置、基础螺栓和螺母。3) 凝汽器内从汽机抽汽口到7、8号低加蒸汽进口的第7、8级抽汽管道；由汽机抽汽口到凝汽器壳体外的第6级抽汽管道。4) 喉部挠性膨

209、胀节。5) 7、8号低压加热器安装在凝汽器喉部内，安装支撑由卖方负责，安装支撑材料由卖方提供。6) 两个疏水扩容器，分别为汽轮机本体疏水扩容器、高加事故疏水扩容器。疏水扩容器有足够的容积（满足本体和管道的疏水量要求），不出现疏水不畅。7) 现场胀接和焊接管子的装置。8) 提供凝汽器管束及2%的备用量。9) 凝汽器水位测量装置及所有凝汽器本体所有就地仪表。10) 凝汽器喷水减温装置的喷水减温管道供货界限在控制阀后（包括控制阀）。11) 本体疏水扩容器喷水阀。12) 抽真空接口。13) 就地仪表及控制设备。14）阴极保护设施一套。15）两个疏水扩容器，分别为本体疏水扩容器、高加事故疏水扩容器。16

210、）磁翻板就地水位计（包括连接阀门）。17）固定和滑动支座。18）凝汽器循环水进出口双金属温度计。19）本体疏水扩容器及疏水接口联箱水侧、汽侧接管。20） 设计和提供凝汽器喉部内全部预制的抽汽管道和装于喉部低压加热器支撑结构，疏水管系及这些的膨胀节和热套管，喉部各种不锈钢罩壳（包括抽汽管道及膨胀节，低压加热器用的罩壳）。2.21 低压加热器2.21.1加热器本体5、6、7、8号低压加热器（包括支座、地脚螺栓、管道、附件、各接口的反法兰、低加水位测量装置及配套设备）。2.21.2 附属设备1）壳侧安全阀及连接件；2）管侧安全阀及连接件；3）壳侧连续放气阀及节流孔板；4）壳侧启动放气阀；5）壳侧放水

211、阀；6）磁翻板就地水位计（包括连接阀门）；7）压力表及进口液位开关；8）温度计；9）平衡容器（包括接口和一次门、排污门）；10）人孔；11）布置于凝汽器内的7、8号低压加热器在凝汽器喉部内的所需的为防止蒸汽腐蚀所用的不锈钢套；12） 管侧放水阀。2.22 安装和检修的专用工具(不限于下列各项)（两机共用）2.22.1 各转子起吊工具（包括钢丝绳）；2.22.2 各汽缸起吊工具（包括钢丝绳及导向杆）；2.22.3 翻转轴瓦的抬轴工具；2.22.4 冲管用主汽门、中联门临时堵板及法兰；2.22.5 润滑油系统冲洗临时滤网；2.22.6 调节部套专用扳手；2.22.7 汽缸热紧螺栓加热器及测量装置；

212、2.22.8 汽缸紧螺栓专用扳手；2.22.9 安装用的调整垫片；2.22.10 DEH仿真器及专用工具；2.22.11 高温润滑脂加注设备；2.22.12 拆装靠背轮专用工具及安装靠背轮的铰孔工具；2.22.13 加装转子平衡块的专用工具；2.22.14 蓄能器测压充气专用配件；2.22.15 液压开缸装置2.22.16 汽轮机转子滚动支架。2.22.17 删除。2.22.18 台板用可调斜垫铁。；2.22.19 删除。2.22.20 本体测温部套专用检修工具。2.23随机备品备件 卖方按下表所列项目和数量的要求（但不限于此）提交备品备件清单，表中所列各项均为一台350MW机组所需。序号名称

213、数量要求1主轴瓦（包括各测温元件）汽轮发电机组每一轴承提供一套（同品种规格只供一套）2正负推力瓦块及其调整垫（包括各测温元件）按在装量的100%提供3汽缸中分面螺栓、螺帽、隔板螺丝按不同规格在装量的25%提供，但最低数量不少于4付4主汽门、高压调门、中压联合汽门用的高温螺栓、螺母球面垫圈按不同规格在装量的25%提供，但最低数量不少于4付5联轴器的联接螺栓、螺帽、垫圈按不同规格在装量的25%提供，但最低数量不少于4付6非标准专用垫片（包括符合标准但采用非标准材料制造的垫圈）按在装量的30%提供但不少于2个7各种规格的油档、油封按在装量的50%提供，但不少于1 件8高、中、低压缸端部汽封和隔板汽封

214、片及弹簧片（包括铆钉）按不同规格在装量的100%提供9调速汽门杆、门杆套、自密封圈按在装量的50%提供，但不少于1 件10主汽门杆、门杆套、自密封圈按在装量的50%提供，但不少于1 件11各种“O”型密封圈按在装量的200%提供12调速系统的易损件（如各种销子、弹子轴承等）不同规格各2个13主汽阀、中联汽阀、汽封系统用的临时性及永久性使用蒸汽滤网 不同规格各2套14主油泵叶轮入口密封环按在装量的100%提供15低压缸排汽隔膜板按在装量的100%提供16汽机ETS各种不同规格的卡件按在装量的15%提供，不足一块的备一块17DEH控制卡各种不同规格的卡件按在装量的15%提供，不足一块的备一块18删

215、除19其它PLC控制系统各种不同规格的卡件按在装量的15%提供，不足一块的备一块20调节、保安系统中的伺服阀按不同规格在装量的50%提供21LVDT2个22不同规格种类继电器按不同规格在装量的15%提供，不足一个的备一个。23各轴瓦测温元件各4个24轴瓦调整垫片共2kg25抗燃油150%备用26凝汽器管子2%27低压加热器密封圈200%备用28顶轴油泵1台29各种类型保险丝和其它易损件300%30主汽门阀瓣1个31调速汽门阀瓣1个32再热主汽门阀瓣1个33再热调速汽门1个34TSI的各种探头、变送器、电源插件各1块35板式冷油器密封垫按不同规格在装量的100%提供36板式冷油器板片按不同规格在

216、装量的10%提供37EH油滤芯2套3供货清单一、卖方本体部分供货清单序号名 称规格型号单位数量产地生产厂家备注1基础台板、垫铁、锚固板、地脚螺栓、高温润滑脂套1基础台板套1哈尔滨卖方垫铁套1哈尔滨卖方锚固板套1哈尔滨卖方地脚螺栓套1哈尔滨卖方高温润滑脂套1哈尔滨卖方2各轴承组件各轴承组件（包括测温一次元件）1#支持轴承(含测温元件)套1哈尔滨卖方2#支持轴承(含测温元件)套1哈尔滨卖方3#支持轴承(含测温元件)套1哈尔滨卖方4#支持轴承(含测温元件)套1哈尔滨卖方推力轴承(含测温元件)套1哈尔滨卖方前轴承箱组件（含主油泵调整垫片）套1哈尔滨卖方中低压轴承箱组件套1哈尔滨卖方低压后轴承箱组件套1

217、哈尔滨卖方3高中、低压汽缸组件及紧固件高压内缸（上、下）套1哈尔滨卖方高中压外缸（上、下）套1哈尔滨卖方低压外缸（上、下）套1哈尔滨卖方低压内缸（上、下）套1哈尔滨卖方4高中、低压隔板及隔板套组件中压隔板套套1哈尔滨卖方喷嘴组与喷嘴室套1哈尔滨卖方高压113级隔板级13哈尔滨卖方中压111级隔板级11哈尔滨卖方低压正向16级隔板级6哈尔滨卖方低压反向16级隔板级6哈尔滨卖方5高中、低压转子组件及叶片高中压转子及附件套1哈尔滨卖方低压转子及附件套1哈尔滨卖方6高、中、低压缸的轴封、隔板轴封高压隔板汽封套1哈尔滨卖方高压端汽封套1高压进汽平衡环汽封套1高压排汽平衡环汽封套1中压隔板及顶部汽封套1中

218、压端汽封套1低压隔板及顶部汽封套1低压端汽封套17油挡（属轴承箱组件）8联轴器组件（包括联轴器、垫片、连接螺栓）。汽轮机与发电机间的联轴器垫片及连接螺栓套1哈尔滨卖方9本体范围内管道和阀门，调速汽阀到高压缸的导汽管、中压联合汽阀到中压缸的导汽管、中低压缸蒸汽联通管、调节蝶阀及膨胀节。连通管套1哈尔滨卖方高压主汽管套1哈尔滨卖方中压主汽管套1哈尔滨卖方调节蝶阀套1进口膨胀节套1哈尔滨卖方10主汽门、调节汽阀、中压联合汽门及其永久性和临时性滤网、阀门支架及其控制系统，高压缸排汽止回阀（包括气动控制系统，附属阀门管道及附件）。低压缸排汽隔膜阀、真空破坏阀及抽汽管接口的反法兰。吹管、水压试验时至主汽门

219、及中压联合汽门所需的临时堵板、阀芯。高压主汽调节阀套1哈尔滨卖方高压主汽调节阀支架套1哈尔滨卖方中压联合汽阀（左）套1哈尔滨卖方中压联合汽阀（右）套1哈尔滨卖方中压联合汽阀支架主汽阀永久性和临时性滤网套2哈尔滨卖方中压调节阀永久性和临时性滤网套2哈尔滨卖方高压缸排汽止回阀只1详见进口件清单各级抽汽逆止阀、快关阀套1真空破坏阀只1外购11数字电液调节系统（DEH），汽机本体监测系统（TSI），故障诊断监测系统（TDM），汽机紧急跳闸系统（ETS），液力控制系统包括高压抗燃油、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管道、高压油动机、中压油动机、储能装置、抗燃油冷却器及相应阀门管道

220、、油再生装置、净化器。汽轮机本体热工仪表设备，包括整个本体范围内的压力、真空、温度元件、温度表计、液位表、仪表阀门及转速表等。见卖方调节保安部分供货清单12盘车装置（包括控制装置）及其附件套1哈尔滨卖方13电气传动用电动机（包含在所属部套中）14润滑油系统1）组合油箱及其附件套1哈尔滨卖方2）主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、射油器、滤网套1哈尔滨卖方3）冷油器及附属阀门、管路套1外购4）顶轴油泵及附属阀门、管路套1哈尔滨卖方5）排油烟风机、油烟分离装置套1哈尔滨卖方6）盘车油泵（即交流润滑油泵）及附属阀门、管道套1哈尔滨卖方7）润滑油过压调节阀套1哈尔滨卖方8）氢密封备用油泵（即高压启动油

221、泵）及附属阀门、管路套1哈尔滨卖方9）润滑油系统全部管道、阀门及附件、油流窥视窗、就地油温度表等套1哈尔滨卖方10）电加热装置及其温控设备套1哈尔滨卖方11）所有必须的热工测量仪表、一次检测元件及阀门执行机构套1哈尔滨卖方12）油系统冲洗时各轴承（不包括发电机）用的临时滤网套1哈尔滨卖方13）全自动反冲洗过滤装置套1哈尔滨卖方14）用于连锁保护的一次元件套1哈尔滨卖方15轴封系统1）轴封冷却器及附件见卖方辅机部分供货清单2）轴封蒸汽系统管道、及阀门及附件套13）轴封排气风机及附件套14）各轴封漏汽及各门杆漏汽去轴封冷却器的管道、阀门套15）所有必须的热工测量仪表、一次检测元件及阀门执行机构套1

222、6）轴封蒸汽减温器及附属阀门、管道套17）压力调整器及附属阀门、管道套18）轴封汽源切换用的电动隔离阀、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套116删除17低压缸喷水及其控制系统（包括调节阀及其执行机构、隔离阀等）套118删除19本体疏水、排汽系统的阀门、管道及附件，系统中所有必须的热工测量仪表、一次检测元件及阀门执行机构, 汽轮机本体疏水阀门，汽轮机本体疏水扩容器，高加事故疏水扩容器，真空破坏装置。套120凝汽器台1哈尔滨卖方见卖方辅机部分供货清单21低压加热器台4哈尔滨卖方二、卖方辅机部分供货清单1、本体辅机供货清单序号名 称单位数量产地厂家备注1汽封冷

223、却器台1哈尔滨卖方含两台电动风机2冷油器台1外购3气动式抽汽止逆阀 台11段进口4气动式抽汽止逆阀台12段进口5气动式抽汽止逆阀台13段进口6气动式抽汽止逆阀台24段进口7气动式抽汽止逆阀 台15段进口8气动式抽汽止逆阀台16段进口9气动式抽汽止逆阀 台1高排进口10采暖抽汽管道止逆阀 台2进口11采暖抽汽管道快关阀 台2进口12删除13删除14删除15删除16逆止阀前疏水阀只7 进口17逆止阀前疏水阀只2进口18气动式止逆阀控制装置套1进口19辅机配套反法兰及连接附件套1哈尔滨卖方20高压缸排放装置套1进口21电动真空破坏阀只1外购2、凝汽器供货清单序号名称规格型号单位数量产地厂家备注1凝汽

224、器本体(包括颈部、水室、热井、疏水接收接口)套1哈尔滨卖方2凝汽器管板、隔板、挡汽板套1哈尔滨卖方3凝汽器水室套1哈尔滨卖方4凝汽器支座、调整垫铁、基础螺栓及螺母套1哈尔滨卖方5凝汽器接口装置套1哈尔滨卖方6低压排汽口与凝汽器之间的膨胀节套1哈尔滨卖方77、8号低加的支撑套1哈尔滨卖方8低旁排汽减温减压器及其减温喷水调节阀套1哈尔滨卖方阀外购9磁浮液位计只1外购10水室放水放汽一次门只6外购11双金属温度计只2外购12抽汽管道及膨胀节，不锈钢保护罩套1哈尔滨卖方13本体疏水扩容器及喷水调节阀套1哈尔滨卖方阀外购14高加事故疏水扩容器及喷水调节阀套1哈尔滨卖方阀外购15喉部低加的不锈钢防冲刷罩套

225、1哈尔滨卖方16阴极保护装置套40哈尔滨卖方17凝汽器水封阀只1外购18本体及事故疏水扩容器外200mm接管套1哈尔滨卖方3、低压加热器供货清单序号名 称规格型号单位数量产地厂家备注1低压加热器JD-745 -1台1哈尔滨卖方低压加热器JD-830-1台1哈尔滨卖方低压加热器JD-795/1030-1台1哈尔滨卖方2水侧泄压阀A41H-40台3外购汽侧泄压阀A48Y-16台2外购3仪表控制元件压力表块3外购压力表块2外购压力表块2外购双金属温度计块9外购磁浮液位计套4外购单室平衡容器套4外购4节流孔板套4哈尔滨卖方5放水放气阀套4外购6液位开关只84、辅机部分专用工具清单序号名称规格型号单位数

226、量产地厂家备注1胀管器个20哈尔滨卖方2定位器个10哈尔滨卖方3电焊机台1外购三、卖方调节保安部分供货清单序号名 称数量备 注1DEH控制装置1套国电智深EDPF-NT/新华/和利时 2ETS危急跳闸装置1套国电智深EDPF-NT/新华/和利时3TSI监视仪表1套BN3500/MMS60004盘车装置控制柜1套5接线盒A1套6接线盒B1套7接线盒D1套8接线盒E1套9接线盒F1套10接线盒G1套11接线盒H1套12接线盒K1套13接线盒L1套14接线盒R1套15TDM（两机共用）1套菲利普MMS6851/创为实S8000四、卖方控制部分供货清单1、DEH部分供货清单1）液压部分序号 名称 数量

227、 备注1 高压主汽阀操纵座(左)12高压主汽阀操纵座(右)13 高压主汽阀开关盒架及连杆（左）14中压再热主汽阀操纵座（左）15中压再热主汽阀操纵座（右）16高压主汽阀开关盒架及连杆（右）17 高压调节阀操纵座48 中压调节阀操纵座29 中压再热阀开关盒架及连杆（左）110中压再热阀开关盒架及连杆（右）111 高压调节阀开关盒架及连杆412 中压调节阀开关盒架及连杆213 危急遮断器 114 危急遮断器滑阀115 保安操纵装置116 试验仪表117 前轴承箱表计安装图 118 危急遮断试验装置管路图119 高中压主汽再热阀开关盒（左）220高中压主汽再热阀开关盒（右）221 高压调节阀开关盒4

228、22中压调节阀开关盒223高压主汽阀油动机224中压再热主汽阀油动机225高压调节阀油动机426中压调节阀油动机227电液转换器828 气动阀129 薄膜阀130 油控跳闸阀231EH供油系统132EH油箱133 电磁阀组134危急遮断试验装置135EH油（250%）12桶阿克苏AKZO2）电子部分一、DEH控制系统电子部分供货清单(EDPF-NT硬件)序号名称型号单位数量生产厂家一DEH电子控制装置单元机组1人机接口设备1.1操作员站套1国电智深1.1.1操作员用计算机P4/2.8G/512M/80G台11.1.2彩色LCD显示器三星213T，21吋16001200台11.1.4鼠标器只11

229、.1.5键盘标准键盘个11.1.6冗余网络通讯控制器联想套11.2工程师站套1国电智深1.2.1工程师站计算机P4/2.8G/512M/80G台11.2.2彩色LCD显示器三星213T，21吋16001200台11.2.3鼠标器只11.2.4键盘标准键盘个11.2.5冗余网络通讯控制器联想套11.2.6可读写光驱CD-RW 台12数据通讯总线2.1网络交换机EDIMAX台2EDIMAX2.2通讯网络和预制电缆 套13打印机3.1彩色喷墨打印机A3台1惠普4过程处理单元（DPU）4.1冗余处理器PII300/256MRAM/64MFLASHRAM对2国电智深4.2冗余通讯适配器100MBPS套2

230、国电智深4.3冗余现场总线适配器I/OBUS套2国电智深4.4冗余电源及切换装置EDPF套2国电智深5I/O子系统(元器件进口)5.1模拟量输入模块EDPF-AI块4国电智深5.2RTD热电阻输入模块EDPF-AIR块4国电智深5.3模拟量输出模块EDPF-AO块2国电智深5.4开关量输入模块EDPF-DI16块2国电智深5.5开关量输入输出模块EDPF-DIO块4国电智深5.6伺服驱动输出模块EDPF-VC块8国电智深5.7测速及OPC模块EDPF-SDII块2国电智深6其它6.1直流继电器220VDC 3A 个216.2交流继电器220VAC 5A 个436.3备用手操盘套16.4控制机柜

231、面27系统软件7.1人机交互设备操作系统Windows XP套27.2操作员站支撑软件EDPF套27.3工程师站支撑软件EDPF套17.4过程控制站支撑软件EDPF套27.5系统组态软件EDPF套1二、DEH控制系统电子部分供货清单(新华硬件)序号名称部件号数量备注一DEH控制柜C410001111电源模块导轨箱C410608715V（15）电源模块盒C2932015224V电源模块盒 C293201422DPU导轨箱C41060861主机（DPU）C23350382包括:DPU机盒C41060842 主机板C92250152 网卡C92200264 PDEX334板C29084122 以态网

232、集线板C2908393231#导轨箱C36240151带风扇箱阀门控制卡（VPC）C29064036模拟量输入卡(AI/mA)C29062451测速卡（SDP）C29064011模拟量输出卡（AO）C29063841开关量输入卡（DI）C29062481开关量输出卡（DO）C29063401站控制卡BC-NETC2906392242#导轨箱C36240151 阀门控制卡（VPC）C29064032模拟量输入卡(AI/mA)C29062452测速卡（SDP）C29064011开关量输入卡（DI）C29062481开关量输出卡（DO）C29063401站控制卡BC-NETC29063922 53#

233、导轨箱C36240121 模拟量输入卡(AI/mA)C29062451测速卡（SDP）C29064011模拟量输入卡(AI/mA)C29062452模拟量输入卡(AI/mA)C29062452站控制卡BC-NETC290639226开关箱C41061021二1#DEH端子柜C41000121测速卡端子板（SDP-TB）C29084671阀门控制卡端子板（VPC-TB）C29084698模拟量输入卡端子板（AI-TB）C2908279A4模拟量输入卡端子板（AI-TB）C29082782模拟量输入卡端子板（AI-TB）C29082772开关量输入卡端子板（DI-TB）C2908281B2开关量输

234、出卡端子板（DO-TB）C2908342C2模拟量输出卡端子板（AO-TB）C29082831仿真转接端子板C2908400B1电源转接端子板C55670152三4#ATC控制柜C410001111电源模块导轨箱C410608715V（15）电源模块盒C2932015224V电源模块盒 C293201422DPU导轨箱C41060861主机（DPU）C23350382包括:DPU机盒C41060842 主机板C92250152 网卡C92200264 PDEX334板C290841223以态网集线板C2908393241#导轨箱C36240121带风扇箱模拟量输入卡(AI)C29062452G

235、02模拟量输入卡(AI)C29062452G12模拟量输入卡(AI)C29062456G21站控制卡（BCNET）C2906392252#导轨箱C36240121开关量输入卡（DI）C29062482开关量输出卡（DO）C29063403站控制卡（BCNET）C290639226HUBC92200322DLINK 16口7开关箱C41061021四3#ATC端子柜C41000121模拟量输入卡端子板（AI-TB）C29082776TC模拟量输入卡端子板（AI-TB）C29082782RTD（Pt100）模拟量输入卡端子板（AI-TB）C2908279A2mA/V开关量输入卡端子板（DI-TB）

236、C2908281B2开关量输出卡端子板（DO-TB）C2908342B3 五工程师站121LCD1SAMSUNG工控机（P4/1.4G256M/40G）C93080331网卡C92200263彩色喷墨打印机HP DJ9808 A31六操作员站121LCD1SAMSUNG工控机（P4/1.4G256M/40G)C93080331网卡C92200263球标C92590011七操作盘DEH操作盘C23370361八其它I/O连接电缆C55693491套仿真端子板电缆(34芯扁平电缆)C55694101仿真端子板电缆37芯标准电缆）C556934911带3仿真端子板电缆C55694741双机切换电缆C

237、55694562侧门C86105252集线器安装板10M HUBC29083932手操盘电缆（19芯）C55693961 手操盘电缆（9芯）C55693951网络预制电缆C55694604 测速探头C92311474 室温补偿电阻Pt100C91020392 九软件和资料供货清单1系统软件：1套系统软件人机接口软件包DPU软件包驱动软件(打印机、网卡、显卡)2应用软件,包括:1套控制软件ATC软件图象软件通讯软件仿真软件3资料、说明书:6套DEH系统说明书DEH操作说明DEH安装调试手册工程师站软件用户手册操作员站软件用户手册系统硬件使用手册4工程图纸:6套DEH-IIIA、MEH-IIIA总

238、图DEH-IIIA、MEH-IIIA装配图DEH-IIIA、MEH-IIIA整件及单板图DEH-IIIA、MEH-IIIA系统配置图I/O端子图5杀毒软件C93550291套十随机易损件及专用工具A3复印纸C93540052刀A4复印纸C93540042刀短接片C946201230片冷压接头C919101630只3.5”软盘C93550073盒打印机墨盒(HP1125C)C93550152套调试接长板C29082431块电工工具包C93400091包一字螺丝刀C96440001把十字螺丝刀C96440011把钟表螺丝刀C96440061套冷压钳C93430121把防静电手环C93420032副

239、万用电源插座C93520024只数字式万用表C93400081只三、DEH控制系统电子部分供货清单(和利时硬件) 操作员站1套序号名称规格型号数量备注1DELL工作站Precision380PIV2.8G/512M/ 80G/CD1221液晶214T13100M网卡PILA847014罗技LOGITECH光鼠劲貂15键盘DELL1工作站自带6MACS专用薄膜键盘FB0061工程师站1套1DELL工作站Precision380PIV2.8G/512M/ 80G/CD-RW1221液晶214T13100M网卡PILA847014罗技LOGITECH光鼠劲貂15键盘DELL1工作站自带网络设备1预制

240、网线以太网线;PC-HUB;30米;非集联;绿色1套控制柜1现场控制站模件柜2260800600mm12现场控制站扩展柜2260800600mm13SM120 主控机笼24SM121IO机笼55SM203SM主控模块46SM900 AC220V输入 24VDC/48W 5VDC/36W输出147SM920 48V/120W,隔离输出4DI的巡检电源8FM19124V/75W,隔离输出2继电器电源9SM361248V电源分配模块 210SM4708路TC输入模块711SM3470电缆连接型热电偶端子模块612SM3471电缆连接型带冷端补尝端子模块113SM4328路RTD输入模块214SM34

241、32电缆连接型热电阻端子模块215SM4818路电流AI模块 716SM3480电缆连接型电流端子模块717SM510 8路AO模块 418SM3510电缆连接型AO端子模块419SM618 16路48V触点型DI模块 420SM3610电缆连接型普通DI端子模块421SM711 16路共负端晶体管开出模块222SM3710UCS系统电缆连接型220V交流继电器DO端子模块223SM630 汽轮机测速模块 324SM3311电缆连接型普通端子模块325SM460DEH伺服模块826SM3460DEH伺服单元I/O端子模块827预制电缆SX*UCS系统SM模块/端子板连接电缆,DB25,不含头若

242、干28预制电缆UCS系统DP电缆若干软件1操作站实时监控软件HOLLiAS-MACS2套2控制算法组态软件HOLLiAS-MACS1套3控制器运行软件HOLLiAS-MACS2套其他附件1继电器（不含底座） OMRON，MM2XP-DC24V ；最大触点电压/电流：交直流220V162继电器座 OMRON，8PFA，配MM2XP继电器163继电器（不含底座） OMRON，LY2NJ-DC24V；最大触点电压/电流：AC220V164继电器（不含底座） OMRON，LY2NJ-AC220V;最大触点电压/电流：AC220V25继电器座OMRON，PTF08A-E，配LY2N继电器186接线端子凤

243、凰；UK5N;(SAK4EN);50个/包4包7小#工具箱；工程用 小#工具箱；工程用 18产品手册产品手册22、ETS部分供货清单采用与DCS/DEH相同硬件方案的参考供货清单1.国电智深EDPF-NT序号名称规格和型号数量厂家1DCS机柜2100*600*800（高X深X宽）1面国电智深224VDC电源模块2块3开关量输入输出模块EDPF-DIO4块国电智深4开关量输入模块EDPF-DI322块国电智深5DPU与模块通讯电缆2套国电智深6过程控制器EDPF-DPU2个国电智深7继电器板1面2.和利时序号名称规格型号数量备注1ETS控制柜2260800600mm12CPU模块CPU314 6

244、ES7 314-1AG13-0AB023电源模块PS307 6ES7 307-1EA00-0AA024存储模块MMC 6ES7 953-8LG11-0AB025开入模块 DI 6ES7 321-1BH02-0AA046开出模块DO 6ES7 322-1BH01-0AA047导轨6ES7-390-1AE80-0AA028前连接器6ES7 392-1AJ00-0AA089MPI电缆6ES7 901-0BF00-0AA0210编程电缆6ES7 972-0CB20111组态软件及补丁step7v5.41套12继电器OMRON,LY4NJ-DC24V若干13继电器OMRON,MMX2XP-DC24V若干

245、14保护投切换开关LA39-44X/k153.新华序号名称部件号数量备注（软件等）一主控制计算机（DPU）冗余DPU1对每套冗余DPU包括：DPU导轨箱1DPU机盒(船型开关）现用2主机板（6772CE4.2）2XDPS WINCE PLATFORM FOR 6772安装版2每个DPU一套DPU以太网卡 ECON EN-508T A2DPU以太网卡 ECON EN-508T B2双机切换卡(BC-net)2二机柜、机箱标准控制柜1RAL 7032三电源、配电电源模块导轨箱15V电源模块盒224V直流电源 2交流电源配电箱1四I/O卡件开关量输入卡（DI） 4开关量输出卡（DO） 43、TSI部

246、分供货清单一、进口美国本特利Bently3500系列产品配置清单序号项目名称型号数量备注1机柜及附件12转速、零转速3500/50 13超速三取二3500/53 1套4转速传感器330103 330180 33013055轴向位移3500/45 16轴向位移传感器330709 330780 3373047轴振动3500/42 38轴振动传感器330103 330180 33013012含电机侧二轴承9盖振3500/42 210盖振传感器9200 6含电机侧二轴承11偏心3500/42 同912偏心传感器330103 330180 330130113键相3500/25 114键相传感器33010

247、3 330180 330130115电源3500/15 416机箱3500/05 217通讯板3500/22218通讯网关3500/92219继电器模块3500/32320组态软件121热膨胀3500/45122热膨胀传感器24765223低压胀差3500/45 同2124胀差传感器19047125转速表(国产)HZQS-02A2含传感器二、进口德国菲利浦(EPRO)MMS6000系列产品配置清单序号项目名称型 号数量备注1机柜及附件12零转速MMS6312 13超速三取二MMS6312 24转速传感器PR937655轴向位移MMS6210 26轴向位移传感器PR6424 CON02147轴振

248、动MMS6110 68轴振动传感器PR6423 CON04112含电机侧二轴承9盖振MMS6120 310盖振传感器PR92686含电机侧二轴承11偏心MMS6220 112偏心传感器PR6423 CON021113键相同214键相传感器PR9376 CON021115电源UE815216机箱217通讯板MMS6823118继电器KREL/KSR/241519组态软件120热膨胀MMS6410121热膨胀传感器PR9350 PR9351222低压胀差MMS6210123胀差传感器PR6426 CON021124转速表(国产)HZQS-02A2含传感器4.TDM部分供货清单序号名称单位数量备注1

249、采集器套2每机一套2服务器套1两机共用一套3网络设备套1两机共用一套4应用软件套1两机共用一套卖方专用工具部分供货清单（两机共用）序号名称规格型号单位数量产地厂家备注1各转子起吊工具(包括钢丝绳)套1哈尔滨卖方2各汽缸起吊工具(包括钢丝绳及导向杆)套1哈尔滨卖方3翻转轴瓦的抬轴工具套1哈尔滨卖方4冲管用主汽门、中联门临时堵板及法兰套1哈尔滨卖方5润滑油系统冲洗临时滤网套1哈尔滨卖方6调节部套专用扳手套1哈尔滨卖方7汽缸热紧螺栓加热器及测量装置套1哈尔滨卖方8汽缸紧螺栓专用扳手套1哈尔滨卖方9安装用的调整垫片套1哈尔滨卖方10DEH仿真器及专用工具套1哈尔滨卖方11高温润滑脂加注设备套1哈尔滨卖

250、方12拆装靠背轮专用工具及安装靠背轮的手动铰孔工具套1哈尔滨卖方13加装转子平衡块的专用工具套1哈尔滨卖方14蓄能器测压充气专用配件套1哈尔滨卖方15液压开缸装置套1哈尔滨卖方16台板用可调斜垫铁套1哈尔滨卖方17机本体测温部套专用检修工具套1哈尔滨卖方18转子滚动托架套1哈尔滨卖方五、卖方进口件部分供货清单名称规格和型号单位数量产地生产厂家备注1本体气动疏水阀套6美国美国德国加拿大EdwardConvalKSBVELAN2轴封溢流气动调节阀套1美国美国英国美国FISHER COPES-VULCANKENT-INTROLLESLIE 3冷再热、辅助供汽气动调节阀套各1美国美国英国美国FISHE

251、R COPES-VULCANKENT-INTROLLESLIE 4低压缸喷水调节阀套1美国美国英国美国FISHER COPES-VULCANKENT-INTROLLESLIE 5气动式抽汽止逆阀 PN9.81，DN200台1美国德国德国意大利Atwood&MorrillDEWRANCEADAMSFASANI1段6气动式抽汽止逆阀 PN6.4，DN200台1美国德国德国意大利Atwood&MorrillDEWRANCEADAMSFASANI2段7气动式抽汽止逆阀 PN4.0，DN250台1美国德国德国意大利Atwood&MorrillDEWRANCEADAMSFASANI3段8气动式抽汽止逆阀

252、PN2.5，DN350台2美国德国德国意大利Atwood&MorrillDEWRANCEADAMSFASANI4段9气动式抽汽止逆阀 PN1.0，DN400台1美国德国德国意大利Atwood&MorrillDEWRANCEADAMSFASANI5段10气动式抽汽止逆阀 PN1.0，DN500台1美国德国德国意大利Atwood&MorrillDEWRANCEADAMSFASANI6段11气动式抽汽止逆阀 PN6.4，DN450台1美国德国德国意大利Atwood&MorrillDEWRANCEADAMSFASANI高排12采暖抽汽管道止逆阀 PN1.0，DN1100台2美国德国德国意大利Atwoo

253、d&MorrillDEWRANCEADAMSFASANI13删除14删除15删除16逆止阀前疏水阀1只7 美国美国德国加拿大EdwardConvalKSBVELAN17逆止阀前疏水阀2只2美国美国德国加拿大EdwardConvalKSBVELAN18高压缸排放装置套1美国德国ConvalFISHERPersta19EH供油泵台2美国美国美国丹尼逊PARKVICKERS20电磁阀套6美国美国美国PARKVICKERSMOOG21伺服阀套8美国美国美国PARKVICKERSMOOG22压力开关个36美国日本SOR太平K-TEK23温度开关个4美国日本SOR太平24抗燃油（用量的250%）美国美国大

254、湖阿克苏25顶轴油泵台3日本美国德国YOKENWICKERBOSCH26低压减温器喷水调节阀套1美国美国英国美国FISHER COPES-VULCANKENT-INTROLLESLIE 27本体气动疏水阀前截止阀套6美国美国德国加拿大EdwardConvalKSBVELAN28联通管抽汽蝶阀只1德国德国ADAMS科隆巴赫附件3 技术资料及交付进度1. 一般要求1.1 卖方提供的资料使用中国法定计量单位制。技术资料和图纸的文种为中文。外方提供的图纸和资料翻译成中文后随同原文一并提交买方及设计院，图纸资料以中文为准，图纸资料除提供书面文件外还提供软盘或光盘（电子版），图形文件版本应为PDF文件。1

255、.2 资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求。1.3 卖方资料的提交满足工程进度的要求。2014年2月15日前给出全部技术资料清单（由买方确认）及满足工程初步设计图纸资料。1.4 卖方提供的技术资料一般可分为工程初步设计，工程正式施工设计，设备监造检验，施工调试、试运、性能验收试验和运行维护等阶段。卖方满足以上各阶段的具体要求。1.5 对于其它没有列入合同技术资料清单，确是工程所必需的文件和资料，一经发现，卖方也及时免费提供。本期工程为2台机组（设备）构成，第2台机组（设备）有改进时，卖方及时免费提供新的技术资料。1.6 买方要及时提供与合同设备设计制造

256、有关的资料。1.7 卖方提供的技术资料（含电子版）为每台设备16套（随机2套，设计院2套，买方12套），并盖有“XX热电厂新建工程2350MW机组专用”字样专用章。并附有U盘资料4份（含设计院1份）。1.8 卖方提供的图纸清晰，不提供缩微复印的图纸。2. 资料提交的基本要求2.1 在初步设计阶段提供的资料卖方及时提供满足工程初步设计的资料和图纸。2.2 配合工程正式施工设计的资料与图纸卖方及时提供满足工程正式施工设计的资料和图纸。2.3 设备监造检验所需要的技术资料卖方提供满足合同设备监造检验/见证所需的全部技术资料。2.4 施工、调试、试运、机组性能试验和运行维护所需的技术资料包括但不限于：

257、2.4.1 提供设备安装、调试和试运说明书，以及组装、拆卸时所需用的技术资料。2.4.2 安装、运行、维护、检修所需的详尽图纸和技术文件,包括设备总图、部件总图、分图和必要的零件图、计算资料等。2.4.3 设备的安装、运行、维护、检修说明书，包括设备结构特点、安装程序和工艺要求、启动调试要领。运行操作规定和控制数据、定期校验和维护说明等。2.4.4 卖方提供备品、配件总清单和易损件零件图。2.5 卖方提供的其它技术资料，包括以下但不限于下列各项：2.5.1 检验记录、试验报告及质量合格证等出厂报告。2.5.2 卖方提供在设计、制造、检验、验收时所遵循的国内和国外标准、规范和规定等清单，并提供两

258、套卖方在设计、制造、检验、验收时所遵循的国外标准、规范和规定。2.5.3 设备和备品管理资料文件,包括设备和备品发运和装箱的详细资料(各种清单),设备和备品存放与保管技术要求,运输超重和超大件的明细表和外形图。2.5.4 详细的产品质量文件，包括材质、材质检验、焊接、热处理、加工质量、外形尺寸、水压试验和性能检验等的证明。3. 汽轮机图纸资料清单 卖方提供不少于下列内容的图纸、图表、技术文件、说明和手册等资料并附目录清单（其中带“*”项为设计院初步设计急需的资料，带“*”项为初步设计时提供的图纸和资料；其它项为随工程进度提供的图纸和资料）不限于此：*1）买方要求的汽轮机各个工况热平衡图（包括V

259、WO、T-MCR、TRL、THA、最大抽汽工况、平均抽汽工况、高加全切除（额定功率）、1号高加切除（额定功率）、1号和2号高加切除（额定功率）、5号低加切除（额定功率）、厂用汽（抽四段、五段）（额定功率）、厂用汽（抽二段）（额定功率）、厂用汽（抽二段、四段、五段）（额定功率）、厂用汽（抽二段、四段、五段最大汽量）（额定功率）、厂用汽（抽二段最大汽量）、厂用汽（抽四段、五段最大汽量）五段、5%THA（定压、滑压）、50%THA（定压、滑压）、40%THA（定压、滑压）、30%THA（定压、滑压）等工况）。*2）汽轮机热力系统图。*3）主蒸汽压力、温度对功率、热耗率的修正曲线。*4）再热蒸汽温度和

260、再热系统压降百分数对功率、热耗率的修正曲线。*5）排汽压力对功率、热耗率的修正曲线。*6）各监视段压力和功率的关系曲线。*7）抽汽口压力和主蒸汽流量的关系曲线。*8）高、中、低压缸内效率和热耗率、功率的关系曲线。*9）调节阀开度和热耗率、功率的关系曲线。*10）调节级温度和功率的关系曲线。*11）汽耗率、热耗率和功率的关系曲线。*12）主蒸汽流量和功率、热耗率的关系曲线。*13）给水温度对功率、热耗率的修正曲线。*14）汽机惰走曲线（不破坏真空和破坏真空）。*15）排汽容积流量和排汽损失的关系曲线。*16）各参数给水泵汽轮机用汽量对主汽轮机功率、热耗率的修正曲线。*17）过热器、再热器减温水对

261、功率、热耗率的修正曲线。*18）给水泵焓升对功率、热耗率的修正曲线。*19）发电机功率因素与发电机损失的关系曲线。*20）发电机氢压与发电机损失的关系曲线。*21）转子在停机2小时、4小时、8小时时最大挠度曲线。*22）热力性能试验需要的其他修正曲线。23）热力性能试验测点布置图。*24）负荷背压限制曲线。* 25）机组各种启动曲线，卖方中标后提供机炉联合启动曲线，锅炉厂配合并满足汽轮机要求。*26）机组寿命消耗曲线。*27）低压末级及次末级频率特性曲线。*28）汽轮机外形图及剖面图（包括汽轮发电机组装图）。29）汽轮机本体辅属设备（轴封冷却器、 组合油箱、冷油器、有关风机、油泵、 本体疏水扩

262、容器及其他辅机）外形图及接口安装图、荷载图。 30）各种阀门外形图及结构图（包括*主汽门、*调节汽阀、*中压联合汽阀、高排及抽汽止回阀、采暖抽汽快关阀等）。31）汽轮机接口尺寸、坡口型式和定位图 。32）汽轮机连接的汽水管道（包括主蒸汽、再热蒸汽、抽汽管道等）接口附加位移及允许作用力和力矩图。33）汽轮发电机组基础图、荷载（包括正常运行及发电机短路时机组的动、静荷载及转动力矩）、底板图、地脚螺栓图、滑销系统图、综合力矩附加位移图、垫铁布置图。34）汽轮机安装起吊示意图（包括主要部件重量、高度、起吊工具等）和大修解体时各零部件的外型尺寸、重心位置、重量等资料。*35）大件运输重量及运输尺寸图。*36）滑润油系统图、调速、保安油系统图（包括热工测点）。*37）顶轴油系统图（包括热工测点）。*38）抗燃油系统图（包括热工测点）。*39）汽轮机背压与功率的关系曲线；循环水温度与功率的关系曲线。*40）盘车装置图。 41）主油泵特性说明。*42）轴封系统图（包括热工测点）。*43）汽机本体疏水管路系统图（包括热工测点）。*44）抽汽管路系统图（包括热工测点）。*45）低压缸喷水系统图（包括热工测点）。* 46）删除。*47）数字式电液控制系统（DEH）说明书、系统配置图、硬件清单、I/O清单、端子出线图。*48）汽机本体监视仪表（TSI）及TDM仪表的说明