生活垃圾焚烧发电工程汽轮发电机组技术合同协议（94页）.doc

1、生活垃圾焚烧发电工程112MW汽轮发电机组技术协议买 方：卖 方：2015年6月目录第1章 工程概述11.1工程概况11.2工程建设条件1第2章 总体要求32.1标准和规范32.2系统的总体要求32.3材料、阀门、振动、防火的要求52.4安装和检修要求62.5寿命要求7第3章 汽轮发电机组技术要求83.1系统概述83.2汽轮机及辅助系统的基本参数和技术要求93.3发电机系统的基本参数及技术要求293.4卖方须提供的技术参数38第4章 汽轮发电机组供货范围614.1供货原则614.2供货范围62第5章 设计分工及技术资料交付665.1接口原则和设计分工665.2技术资料要求68第6章 监造、检验

2、和性能验收试验766.1概述766.2工厂检验766.3设备监造766.4性能验收试验80第7章 技术服务及其它827.1设计联络会、安装调试及技术服务要求827.2包装、标志、运输837.3运输847.4培训847.5售后服务的要求85第1章 工程概述1.1工程概况项目名称：*生活垃圾焚烧发电工程建设地点：*，具体地点待定。设计规模：项目1期建设2300t/d炉排炉+112MW凝汽式汽轮发电机组。焚烧炉形式：机械炉排炉焚烧炉数量：2台单台焚烧炉处理垃圾能力：300 t/ d生活垃圾设计低位热值：6280kJ/kg余热锅炉及参数：额定过热蒸汽压力： 4.0MPa额定过热蒸汽温度： 400额定蒸

3、发量： 23.5t/h烟气处理方式：半干法活性炭喷射+袋式除尘器汽轮机额定功率：12MW/套发电机组额定功率：12MW/套汽轮发电机组数量：1套年累计运行时间：8,000h/a（正式投运后）全厂整体合理使用寿命：30a1.2工程建设条件位置与气象条件*位于*，为*地带，地跨东经10035-10148、北纬*之间。东*，南连*，西与*接壤，北同*毗邻。*人民政府驻*，。*地势西北高，东南低，从西北向东南倾斜，海拔2916米；最低点海拔691米。干湿季分明，雨热同季；日照充足，霜期较短，冬季降水偏少。年降雨量为864毫米，年均气温为15.61.2.2 地质条件抗震设防烈度为：7度，第三组，设计基本

4、地震加速度值为：0.15g。1.2.2供水条件厂区发电厂生产、消防给水水源地表水。压缩空气供应（暂定）压力0.60.8 MPa压力露点（工艺用气）2 压力露点（仪表用气）40 最大残油量0.01mg/m3最大粉尘t+28b. 新蒸汽压力变化范围为3.54.0MPa，温度允许变化范围为375400。（9）汽轮机允许在周波范围内连续运行，卖方提供在异常周波下运行时的周波限制值及相应的持续、累积运行时间限制。如下表：频率允许运行时间（Hz）累计（Min）每次（Sec） 51.53030 51.01801804951连续运行4830030047.56060471010（10）汽轮机允许最低连续运行负荷

5、3MW。（11）卖方在随机提供的技术资料中提供机组在各种状态下启动时的启动曲线及正常停机曲线。（12）卖方提供汽轮机在环境条件异常或凝汽器冷却水系统故障时，机组仍能安全运行的最高允许排汽压力及排汽温度值。（13）凝汽器真空降低规定：机组负荷在70额定负荷时，排汽压力不高于0.0053Mpa(a)。机组负荷在50额定负荷时，排汽压力不高于0.0052Mpa(a)。机组负荷在30额定负荷时，排汽压力不高于0.0049Mpa(a)。（14）卖方提供汽轮机停用时的防腐措施。汽轮机技术要求一般要求（1） 汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的、且制造厂已有相同容量汽轮机及附属设备制造、运行的成功经验。（2

6、） 汽轮机滑销系统保证长期运行灵活。（说明：本机组轴承座采用铸铁结构，含有石墨成分，能够产生一定的自润滑作用，所以不采用在运行中注入润滑剂的结构。）（3） 汽轮机设计充分考虑到可能意外发生的超速进冷气、冷水、着火和突然振动。防汽机进水的规定按国家相关标准执行。（4） 卖方对所有连接汽缸上的管道，提出作用力和力矩的范围要求，在管道设计不能满足要求的情况下，和设计院共同协商解决。（5） 卖方提供启动时防止汽缸过热的措施。（6） 汽轮机制造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。（7） 汽轮机轴系(包括联轴器螺

7、栓)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时所产生的扭矩。（8） 汽轮机能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间，至少能满足汽轮机启动后用以进行发电机试验所需时间。（9） 卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况在随机提供的使用说明书中有明确的规定。汽轮机转子及叶片1)汽轮机转子彻底消除残余应力。2)转子的临界转速符合相应规范的要求。3)卖方提供各个转子的脆性转变温度的数值，并解释取得该数值的依据。卖方力争降低转子的脆性转变温度，至少使其不影响机组启动灵活性。4)转子推力瓦的位置标记，以便容易地确定转子位置。5)叶片的设计是精确的、成熟的，能在

8、允行的周波变化范围内安全运行。6)低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。7)用于把叶根紧固在轮缘上的销子有导向孔，供拆卸时钻孔之用。8)叶根固定尺寸十分准确，具有良好的互换性，以便顺利互换备品叶片。9)说明转子及叶片材料，提供转子重量、重心。（见后面附表）10)汽轮机转子在项目现场进行超速试验，超速实验按112%的额定转速进行，试验时需有买方参加，由设备厂家主导。汽缸1）汽缸的设计能承受所有正常和事故情况下的负荷。允许管道推力和力矩，以及温度引起的位移。并使工作时的热应力最小。2）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

9、和试验的要求。3）汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和推力间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。4）汽缸铸件彻底消除残余内应力，保证汽缸结合面严密不漏气。5）卖方提供汽缸铸件裂纹挖补、热处理的全部质量检测文件，汽缸铸件的同一部位挖补不允许进行两次。6）卖方供汽轮机基架和地脚螺栓、垫铁及其图纸，并根据设计院提供的汽轮机基础数据修改核定地脚螺栓长度，对于汽轮机基础图纸，卖方核对于汽轮机有关的数据并进行书面会签。7）提供下述设备、专用工器具或装置：汽缸喷水减温系统中全部设备(包括喷水管路及电磁阀)。保护整个汽轮机用的排汽隔膜阀（汽机供二片备用薄膜）及紧急跳闸装置。汽缸法

10、兰螺栓的扳手及导杆和专用钢丝绳。揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施。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。卖方提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。（见后面附表）2）检修时不需要揭开汽缸和转子就能将各轴承方便地取出和更换。3）主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。4）任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65，轴承回油管上有观察孔及温度计插座。5）测量轴承金属温度使用埋入测温元件，并将该测温元件的接线引至汽轮机本体接线盒。测温元件具有良好的抗震性能。各轴承设计金属温

11、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。卖方提供显示该轴承金属磨损量和每块工作瓦的温度的测量装置（Pt100），并提供回油温度表。在推力轴承的外壳上，设有一个永久性基准点，以测量大轴的位置。7）轴承座上设置测量轴向位移、膨胀和胀差的监测装置。8）在轴承座的适当位置上，装设测量轴承座的绝对振动的装置主汽门、调速汽门（1） 主汽门严密不漏，能承受在主蒸汽管道设计压力4.0Mpa的1.5倍的水压试验。（2） 主汽门、调速汽门的材质能适应与其相连接管道的焊接要求。卖方提供主蒸汽管道、各阀门接头的焊接方法及坡口加工图。并且提供与阀门联接的

12、大小头，大小头材质与蒸汽管道的材质相同。（3） 提供主汽门使用的临时性和永久性的蒸汽滤网。主汽门提供全开、全关行程开关各两对，接点容量如热工仪表和控制系统（1）总则中所述。调速汽门带位置反馈信号。（4） 提供吹管及水压试验后主汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门在取出滤网后需用的附加备用密封垫圈。（5） 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。辅助系统技术要求油系统（1） 汽轮机油系统主要向汽轮机-发电机组各轴承（瓦）提供润滑油和向调节保安系统提供压力油。本系统确保汽轮发电机组各轴承（瓦）在机组正常运行、启停及升速等工况下正常工作。（2） 汽轮机油系统为分散式润滑油

13、系统，油系统主要包括：主油箱、主油泵、注油器、交流电动辅助油泵、交流事故油泵、直流事故油泵（包括启动盘）、2100%容量冷油器、滤油器、排油烟装置、滤油器、油箱加热装置、仪表以及供给机组润滑油所必须的辅助设备、管道和阀门及紧固件。（3） 正常工作时，调节及润滑油由主轴传动的主油泵供给，启停、事故及转子惰走时交流油泵工作，交流辅助油泵故障时启动直流事故油泵。（4） 汽轮机设2台冷油器，容量各100，允许1台运行另1台放空清洗。冷油器冷却面积在机组最大负荷，水侧污染且水温最高（35），管子堵塞 5条件下进行设计，设计还考虑切换清洗冷油器的措施。冷却水侧配置滤水器，并有能清除滤网上杂物的功能。（5）

14、 油箱和油系统其它部件的容量考虑到当交流电源消失冷油器断水时，机组能安全停机，油箱中油温不高于65。油箱容量还考虑到机组甩负荷时能容纳系统全部回油。事故排油口及排油系统考虑满足失火及机组惰走的需要。（6） 汽轮机油系统管道采用强度足够的厚壁管，管道强度按不低于2倍工作压力，并且最低承压不低于2.5MPa 进行设计。（7） 管道附件按管道压力等级进行设计，尽量减少法兰及弯管接头。油系统中的附件不使用铸铁件，法兰采用对焊法兰。（8） 油系统设有排油烟装置，使各轴承及腔内维持微负压。确保各轴承内不吸入蒸汽，避免油中带水。（9） 油位显示、报警采用变送器或油位开关控制。油系统高点设排气阀。汽轮机在结构

15、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，配就地浮筒式液位计1只，带4-20mA远传信号。（10） 油系统中各设备，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。（11） 油系统配用的设备及管道、管件、附件、表计等均由卖方配套提供。管道材质为不锈钢。润滑油进口上，装有就地压力表；主油泵进口管道上装有就地压力表。（12） 油系统所有的控制装置、开关、指示器和报警装置等，均安装在就地表盘上，并预留信号远传用的端子。轴封系统（1） 轴封供汽系统是自动调节，并有防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，轴封系统的汽源满足机组冷、热态起动和停机的

16、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等。（2） 轴封蒸汽进口设有永久性滤网。（3） 轴封冷却器设有旁路管道。（4） 轴封用汽可来源于抽汽、主蒸汽。主汽汽源上需卖方有减温减压措施或节流装置。（5） 轴封系统配置成熟可靠的调压装置，以满足各轴封的供汽参数要求。（6） 设置一台100%容量的轴封加热器（带射汽抽气器），其为管壳表面式换热方式，管子材料为不锈钢。（7） 轴封用汽系统包括轴封汽源用的隔绝阀、压力调节阀（含调节机构）、泄压阀和其他阀门以及滤网、仪表等有关附属设备。（8） 卖方提供所采用轴封用汽系统图和系统说明书。抽气系统（1） 抽气器的选型暂按射水抽气形式考虑。

17、（2） 抽气器容量，按照HEI标准或卖方按有关标准计算确定。（3） 机组起动时，凝汽器抽真空的时间不超过30分钟。（4） 采取措施防止抽气器发生故障时大气倒入凝汽器，使真空骤跌。（5） 设置有真空破坏门。（6） 真空系统的阀门具有可靠的气密性（采用真空隔离阀）。盘车装置（1） 盘车装置为手动啮合自动脱开型的低速电动盘车装置，能使汽轮发电机组转子从静止状态转运起来，具有手动投入和自动脱开功能，盘车转速5.6r/min。（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） 提供一套接近开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车，盘车装置运行中供油中断或油压降低到不安全值

18、时，能发出报警，并能自动停止运行。（4） 提供一套盘车装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、转速表、控制箱等。（5） 盘车控制装置（包括就地控制柜）由卖方成套供货，该装置留有与DCS的接口，使运行人员在控制室对盘车进行控制和监视。低压加热器（1） 加热器为焊接型，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） 水侧设计流量能满足100%负荷的凝结水（给水）量，最大水侧流速推荐采用HEI标准。低压加热器为表面冷却型，按汽机额定工况设计，按最大工况运行校核，满足任何工况的运行要求。（3） 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，该加热器必须足够的贮水容积。（4） 加热

19、器汽侧（壳侧）设置安全阀，当管子破裂时能保护壳体的安全，卖方按有关规定计算，在技术协议中提出事故放水量的要求。（5） 低压加热器使用不锈钢管材。（6） 加热器上部测量水位的接口位置能保证测量的准确性。正常水位和紧急水位控制器，以及水位开关要分开。（7） 加热器有就地与远方水位测量和报警装置，并提供用于连锁控制的足够的信号接点。就地液位计采用磁翻板液位计。留有水位测量平衡容器1个，水位就地磁翻板式水位计1套。（8） 加热器有两个疏水口，一个是常用疏水口，另一个是紧急疏水口，常用疏水口配两相流疏水装置。（9） 低压加热器设有旁路管道。（10） 低压加热器采用耳式支撑。（11） 所有水位测量一次门前

20、的取样管及一次仪表阀门、加热器进汽压力指示表、进汽温度指示表、一次仪表阀门数量满足现场实际安装要求。（12） 加热器设计和制造按照国家及行业规程的有关要求进行设计、制造。凝汽器（1） 卖方提供凝汽器背压、面积和冷却倍率的优选结果及凝汽器的特性曲线。（2） 提供表面式双流程凝汽器，换热管材质为TP304不锈钢，凝汽器采用双流程，同时设有分隔水室，允许一半运行一半检修。每一水室满足汽机最大负荷时最小70%的凝水量。（3） 卖方对凝汽器管子进行自振计算。（4） 凝汽器出口凝结水的含氧量，不超过规定值，即42PPb。在最大负荷工况和排气压力升高工况下运行时。维持含氧量的保证值。（5） 凝汽器出口处的凝

21、结水温度不能低于凝汽器压力相对应的饱和温度。（6） 对于汽轮机疏水，给水补充水及其它返回凝汽器杂项水等，要留出相应的接口。（7） 卖方提出补偿凝汽器热膨胀的技术措施。（8） 凝汽器壳体焊接的钢结构，其刚度和强度能承受管道的转移荷载和内外压差。（9） 为防止高速、高温汽流冲击凝汽器管和内部构件，使流程分配装置和档板具有足够的强度。（10） 提供保障凝汽器正常工作的清洁措施。（11） 壳体上部设计人孔门，用于检查抽汽管。（12） 水室管板采用的材质为Q235-A。水室内部凡接触到循环水的材料具有抗腐蚀能力。每个水室设置供排汽和排水用的接口。（13） 热井出口设有防涡流装置，并在该处设置滤网。热井放

22、水管带水封隔离门，该管能在1小时内排出正常水位下的全部凝结水。热井水位运行高度范围在高低报警水位之间，但不小于30厘米。热井上设置就地磁翻板液位计，带420mA远传信号。（14） 在凝汽器图纸上以及凝汽器水位计和水位控制器接头处，有永久性标记，标出正常水位、高水位、高位报警、低限水位和低限报警。（15） 另设热井水位测量平衡容器1个。所有水位接口标高均一致且分开布置。（16） 凝汽器支腿与土建基础的连接设置安装用连接座。（17） 凝汽器设计和制造符合有关中国标准ZBK54034-90和BK54015-88。汽轮机疏水和排水系统（1） 疏水系统的设计遵守国家相关标准，能排出所有设备包括管道和阀门

23、内的凝结水。系统还使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。（2） 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。（3） 系统包括下列各子项： 收集和凝结所有轴封和阀杆漏气的疏水。 汽轮机的主汽门上、下阀座的疏水。 汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。 各抽汽管道上逆止阀的疏水。 汽缸疏水。 管道低位点疏水。 主蒸汽及抽汽管道的疏水。 低压加热器正常疏水及事故疏水。（4） 卖方提供汽轮机疏水系统图。（5） 卖方提供外置式疏水扩容器。（6） 卖方提供汽轮机本体疏水和排汽系统中的全部设备、管道、阀门及连接附件等。保温（1） 卖方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向买方提供保温材料

24、的形式、材料、厚度要求等图纸说明及安装文件。保温材料由用户自备。（2） 在正常运行情况下，当环境温度为30时，汽轮机保温层表面温度不超过50。（3） 按规程运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂家的要求。（4） 所有管道、汽缸使用符合国家标准规定的优质保温材料。（说明：本公司负责保温设计，保温材料由用户自备。）（5） 提供汽轮机的化妆板（隔音效果满足规范书要求）。化妆板外形设计、颜色由买方最终认可。（6） 对于需拆卸部分的保温采用软质保温材料。其上应适当开孔,以排出热气和易燃气体。保温材料由用户自备。（7） 提供全部固定保温材料的保温钩、支架或保温螺母等附件。热工仪表和控制系

25、统（1）总则卖方在设计汽轮机设备及其系统时，同时考虑各种工况下的安全及合理的运行操作方式，提出汽机启停及正常运行对参数监视及控制联锁和保护的要求。所有仪表盘均为两路电源进线，盘内有电源自动切换装置。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。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，型式规范征得买方同意。随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件、变送器及控制设备选用通用产品并符合国际、国内标准，同时还考虑和买方全厂热控设备选型一致并经买方确认。在没有国家通用产

26、品可选的情况，制造厂成套供应经实践证明质量可靠、性能符合工艺要求的产品。所有用于联锁保护用的逻辑开关、电磁阀、继电器均采用进口产品，不采用电接点型仪表用于联锁保护。汽机DEH和ETS的可编程控制器采用知名品牌并征得买方同意。控制器的CPU，电源，通讯接口要做到冗余配置。卖方提供可编程控制器的程序软件包、应用程序和密码。就地温度测量，采用双金属温度计（万向型），不采用水银温度计。就地液位测量，采用磁翻板液位计，带4-20mA远传信号，不采用玻璃管液位计。就地压力表采用不锈钢压力表。汽机本体范围内的所有就地指示仪表由卖方提供。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

27、满足对机组作运行监视和热力特性试验的的要求。保护、控制和显示用的测点分开取样，不合用或混用。汽轮机满足自启停的要求。除另有规定或协议外，卖方成套供满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表，取样部件，检测元件（包括传感器），安全保护装置，调节阀门，以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。汽轮机制造厂负责汽轮机、发电机整个轴系振动的测振一次元件。其测振一次元件探头测量准确，抗干扰，并附出厂由专业资质单位出具的检测报告。所提供的调节阀选用有成熟的运行经验的产品，保证其可控性和可靠性，以满足热工调节控制的要求。调节阀接受420mADC控制指令并具有420mADC的两线制位

28、置反馈。安装于轴承箱内的所有由检测元件至接线盒的连接导线均选用耐油、耐高温、防火、抗干扰的绝缘导线。远传仪表、变送器采用420mADC标准信号，变送器为两线制，精度不低于0.1%。卖方提供汽机油系统有关的压力开关、接线盒，并提供取样管及仪表阀门。所有开关采用SOR压力开关，有两对转换接点（DPDT），每对触头为瞬动干式触点型，过程开关的接点容量至少为220VDC 3A或220VAC 5A无源接点；接点数量满足控制要求。对各控制系统有“3取2”要求的测点，分别提供3个独立的过程开关。所有开关在所指定的设定点动作，其准确性为调节范围的+/-0.5%。准确性包括诸如迟滞和线性等的一切误差源。所有开关

29、在其调节范围的0.25%内有再现性。提供汽机本体及油系统所需的就地压力指示表，压力表精度为全量程的+/-1.5%。卖方提供的仪表设备和控制系统机柜的防护等级，一般室内为IP52；室外为IP56。控制柜和仪表盘的颜色由买方或设计院指定。卖方提供的所有一次仪表、控制设备的接口信号，连接到卖方提供的接线盒、仪表控制箱柜的端子排上。所供所有一次元件、就地设备及接口点标注其现场安装位置。汽轮机本体温度测点留有插座并提供测温元件，随本体配供的其它就地测量仪表(压力表和就地液位计等)均配供安装附件(一次门、及排污门等)。供采购人使用的压力测点及汽水分析取样测点要求带一次门及仪表取样管。供货范围内的被控设备可

30、控性，检测仪表和控制设备性能满足全厂自动化投入率100的要求。并符合DL/T 590-2010 火力发电厂凝汽式汽轮机的检测与控制技术条件。卖方负有汽机本体热工保护及控制装置与买方订货设备配合的责任。（2）热工检测卖方提供安装在本体范围内就地检查用的压力表，温度表，液位计等。卖方提供的测温元件采用双支型。热电偶选用K分度，热电阻选用Pt100三线制。本体范围内的传感器，检测元件引至安装在汽轮机附近的接线盒。随汽机供货的检测元件至接线盒间的特殊连线由汽轮机厂负责并供货。接线盒的位置便于安装和维护。接线盒内的端子数有一定的备用量。测量汽缸壁等金属温度的热电偶采用铠装热电偶，分度号为K分度，其长度满

31、足直接接至本体接线箱的要求，其型式为双支绝缘式。壁温测点，要求有明显的标志，并提供便于安装检修的措施并说明各测点位置及安装方法，提出各个温度测点的正常值，越限值和允许的差值及安装附件。区别哪些是运行中必须监视的测点，哪些是提供试验用的测点。测量轴承和推力轴承等温度的Pt100热电阻与发电机厂配供于发电机轴承上的相一致，测量轴承回油和推力轴承回油等的Pt100温度计与发电机厂配供于发电机轴承回油上的相一致，制造厂提出各轴承温度和轴承回油温度的正常值，越限值，并提供安装附件。保护用与调节显示用一次元件必须分开，取样点独立开孔。（3）超速保护装置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

32、装置设有两套，除机械式外，还有电超速保护装置。机械式超速保护装置动作值为额定转速的110112%，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（通过油压变化指示）。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使跳闸系统重新复位。从危急保安器动作到主汽阀门完全关闭的时间应小于0.5秒，保证甩全负荷机组飞升转速不超过规定。各级抽汽逆止门的紧急关闭时间小于1秒。汽轮机组能在中央控制室操作台上及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。（4）汽轮机监测、保护及紧急跳闸系统本机组设有成熟可靠的危急保安跳闸系统，它由整套液压保护系统

33、和汽轮机监测仪表系统（TSI）以及紧急跳闸系统（ETS）组成。供货范围包括：整套DEH、TSI、ETS系统盘柜（TSI与ETS共用一个柜子。）。（5）汽机紧急跳闸系统（ETS）汽机厂提供整套ETS：包括测量元件（接线盒、测量元件与接线盒间的连线）、变换器、控制系统、仪表柜（安放位置由甲乙双方商量定）。要求控制器、电源、通讯等全部冗余配置。ETS由UPS和保安电源供电。对系统总的要求：汽机事故跳闸系统能至少在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、抽气阀，紧急停机。汽机的转速超过制造厂给定的限值时（三取二）；真空低于制造厂给定的极限值（三取二）；润滑油压下降超过极限值（三取二）；转子轴向位移超过正负极限

34、值；保安油压下降超过极限值；推力瓦温度超过极限值（低值与极限值串接实现保护）；发电机保护动作；手动停机（中央控制台、ETS柜、）；DEH停机；汽机振动达到危险值；胀差超过极限值；汽机轴瓦温度超过极限值；汽机轴承回油温度超过极限值；发电机轴承温度超过极限值；卖方积极配合上述各跳闸回路的逻辑编程，做到设计合理。系统中采用双通道布置成“或”-“与”门通过方式，这就允许在线试验，并在试验过程中起保护作用，从而保证系统可靠性，并设有保护投入选择开关。跳闸电磁阀（AST）为平时得电结构。停机触点为常闭结构。参加三取二的停机信号接入三个不同的端子排上，经过三取二运算后再输出。电源要求：汽机ETS机柜接受由买

35、方提供的两路交流220V（+10%、-15%），50（2）Hz的单相电源，两路电源互为备用，一路为UPS电源，另一路为保安电源。同时DCS可以监视各路电源是否正常。若ETS要求其它等级电源，由供货方自行解决。机柜要求：机柜的防护等级为NEMA12，机柜门有导电式门封垫条，机柜的设计满足电缆由机柜底部引入的要求，所有仪表的模拟量信号及开关信号引至端子排，所有端子排和端子都有清晰规范的标识。（端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均由“非燃烧型材料制造”。柜内电缆、接线符合IEEE的防火规范。）（6）汽机监视仪表（TSI）电源要求：汽机TSI机柜接受由买方提供的两路交流220V（+10%、-15%）

36、，50（2）Hz的单相电源，两路电源互为备用，一路为UPS电源，另一路为保安电源。同时DCS可以监视各路电源是否正常。若TSI要求其它等级电源，由供货方自行解决。提供安全可靠的汽机安全监视仪表（TSI）探头、转换器（如需要）、接线盒及其间的导线（足够长）、仪表及机架、预制电缆、安装TSI的仪表盘。监视如下项目： a. 转速（提供三路4-20mA DC标准信号，及报警和三取二停机接点信号。） b. 轴向位移c. 热膨胀d. 轴承振动（包括发电机轴承振动）垂直方向e胀差 TSI输出4-20mA DC标准信号及开关量（报警和停机）信号，供DCS和ETS使用。卖方提供现场的安装、调试技术服务。（8）

37、汽轮机数字电液控制系统（DEH）电源要求：汽机DEH机柜接受由买方提供的两路交流220V（+10%、-15%），50（2）Hz的单相电源，两路电源互为备用，一路为UPS电源，另一路为保安电源。同时DCS可以监视各路电源是否正常。若DEH要求其它等级电源，由供货方自行解决。卖方提供一套成熟的汽轮机数字电液控制系统（DEH），包括DEH的硬件及软件。DEH系统的油源采用低压透平油，能满足转速、功率和母管压力控制。 DEH的功能A汽机复位方式：手（自）动复位B运行方式程序控制启动方式在此方式下，操作员选定机组处于冷态、温态、热态、极热态等启动状态， DEH系统按上述状态下的经验启动曲线，自动完成冲转

38、、低速暖机、过临界、中速暖机、3000r/min定速，等待机组并网。并网后，自动进入操作员自动方式，并自动带初负荷。升速过程中的暖机时间也可根据现场情况，由运行人员进行干预。操作员自动方式由操作员设定目标转速和变速率、保持/进行等，实现机组的冲转、暖机、自动过临界、3000r/min定速、同期等功能。并网时自动带初负荷，并网后由操作员选定目标负荷、变负荷率等，进行升降负荷控制。机组转速在临界转速带范围内不能停留，人工干预只能改变转速升降方向。手动方式DEH系统能自动切到手动控制方式。在其它情况下，可由操作员由其它运行方式直接切换到手动方式。故障消除后可由操作员切回自动方式。手动方式下，由硬件直

39、接控制阀门，并有硬件指示，保证在故障情况下实现对机组的控制。运行方式之间的切换程序启动与操作员自动方式之间可相互切换。操作员自动与手动之间可相互切换。任何运行方式下均可切换到手动运行。以上所有运行方式之间的切换均是无扰的。C阀门严密性试验功能（根据调节保安系统的管路）能分别对主汽阀和调节阀进行严密性试验。D超速试验及甩负荷要求在DEH系统控制下可分别进行超速限制（103%）、超速保护及试验(110%)、机械超速保护及试验。并记录最高转速。DEH收到发电机出口断路器断开时应自动切换到空载恒速运行方式，转速应略低于额定转速。通过快关系统使调节阀动作至某一开度，汽机进入转速控制模式。E主汽压控制及限

40、制DEH系统具有主汽压控制和限制功能，即DEH系统将机前蒸汽压力控制在运行人员给定的目标值上。机跟炉时，机前压力波动0.15Mpa。F自动调节负荷DEH系统可按运行人员给定的目标值及负荷变动率自动调节机组的负荷。控制负荷在允许范围内波动。G手动负荷控制在手动方式下，由操作人员操作阀门“增、减”键直接控制负荷升降。H具有后备手操功能系统出现故障时，系统自动切换到手动，由运行人员通过DEH后备硬手操盘操作阀门“增”、“减”键，通过伺服卡来控制阀门开度，维持机组运行。IDEH具备启机前拉阀试验功能。J孤网运行方式功能当外电网断开时，机组有自动切换到孤网运行的功能，负荷约在额定负荷的20%左右，运行时

41、间至少能维持两天，频率波动范围为小于0.25HZ。K具有低真空保护功能。L故障诊断报警MDEH系统具有自动停机功能。 DEH控制系统技术性能指标A. 转速控制范围：盘车3500转分，精度1转分。B. 负荷控制范围：0130，精度0.5。C. 转速不等率：36连续可调。D.升速率控制精度：2转分。E.最大升速率下的超调量不大于0.15%额定转速。F.系统迟缓率0.1%。G.平均连续无故障运行时间DEH系统MTBF8000小时/年电控装置MTBF20000小时低压透平油方案的液压伺服系统配置要求A. 油动机作为DEH控制系统的液压执行机构（汽轮机本体自带），要求油动机的控制灵敏度及动作灵敏度高。电

42、液伺服阀接受DEH电气信号并转换为液压信号控制油动机的位置。B要求机组在甩负荷时能快关调节汽门。C. 电磁阀组电磁阀组由AST遮断电磁阀、快关电磁阀组成，用来完成打闸、快关调节汽门。D. 滤油器组件为确保电液转换器可靠工作,各电液转换器的进油需经过滤油器过滤。滤油器组件由两个滤芯和一个差压开关组成，上述设备构成两个互为备用的滤油支路，由差压开关监视滤芯的堵塞情况，及时报警切换清洗。（8）就地仪表卖方列出DEH系统的用于实现系统控制及保护功能所需的过程参量检测装置，如阀位传感器、过程变量开关、热电偶、热电阻等的清单供买方确认。全套就地仪表由卖方提供，并征得买方的认可。所供仪表的量程及精度满足机组

43、在所有工况下监视和控制的要求。过程变量开关的精度、灵敏度及返回特性等能使过程变量在允许范围内时，其报警信号自动消除。就地仪表的脉冲管路及附件，包括阀门及管接头等，由卖方提供。提供就汽机紧急停机按钮，汽机转速、绝对膨胀、油箱油位、油动机行程显示仪表，进汽、排汽、一级抽汽温度表等，及用于润滑油压力压力开关，与启动有关的各种压力表等。ETS、TSI、DEH配套安装。就地仪表装置（如热电偶、热电阻、压力、差压开关、液位开关限位开关、传感器等）设置必要的接线盒（箱），作为与DEH系统电气电子部分的接口件。端子盒（箱）以及由就地仪表装置至端子盒（箱）的特殊连线由卖方负责供货。卖方提供详细的电调装置功能及技

44、术规范书及详细图纸资料。（9）液位测量仪表卖方随凝汽器、低压加热器等配套提供平衡容器（包括取样管路及仪表阀门）。提供一套磁翻板式（4-20mA）就地水位计，并提供取样管路及仪表阀门，在翻板式就地水位上配置必要的高高、高、低、低低水位信号点。（10）仪表电气控制一般要求1、仪表及控制设备要符合安全、可靠、成熟、技术先进的应用原则，不采用淘汰或国家明令禁止使用的产品。2、卖方在设计汽轮机设备及其系统时，同时考虑各种工况下的安全及合理的运行方式，用书面文件提出参数测点布置及控制和保护要求并成套供必须的检测控制设备。3、卖方提供的仪表和控制设备考虑最大限度的可用性、可靠性、可控性和可维护性，所有部件在

45、规定的条件下在额定容量内以令人满意的方式运行。4、卖方提供的仪表和控制设备，有在垃圾焚烧电厂同类汽轮机中使用二年以上的成熟经验，不使用试验性的组件及装置。卖方说明选用的设备的性能，包括精度、重复性及随时间及温度漂移等情况。5、所有系统及仪表适合工厂所在地的环境条件及设备安装位置的运行条件，提供的仪表和控制设备是当今已证明先进的技术。6、随机提供的检测元件、仪表及控制设备选用通用产品，并符合国家有关标准。7、所有辅机的电动机当端子电压最低为额定电压80%时，能使连接负载加速到额定工况。8、本项目中，对于仪表设备的选型，尽可能做到统一。在没有国家通用产品可选的情况下，卖方成套供应经实践证明质量可靠

46、、性能符合工艺要求的产品。无论什么情况，均不选择含水银等有毒物质的仪表以及国家宣布淘汰的产品。9、所有仪表均为检验合格的产品。（11）汽轮机本体仪表1、提供完整的资料，详细说明对汽轮机测量、控制、联锁、保护等方面的要求。2、所有仪表屏均为两路电源进线，屏内必须有电源自动切换装置。3、提供详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的正常值、报警值及保护动作值。4、对随机提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件等都要详细说明其安装地点、用途、型号规范。特殊检测装置提供安装使用说明书。5、随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国家现行标准，选择符合控制监视系统要求的产品。6、所有用于联

47、锁保护用的逻辑开关、电磁阀、继电器均采用进口产品，不采用电接点型仪表用于联锁保护。7、汽轮机本体所有测点设在介质稳定且具有代表性和便于安装的位置，并符合有关规定。8、就地测温仪表，采用双金属温度计。9、辅机系统就地液位测量，采用磁翻板液位计。10、提供的测温元件均为双支，Pt100铂热电阻均为三线制。11、测量轴承金属温度使用埋入式铂热电阻，带有2米电缆，直接引至汽轮机本体接线箱，与发电机厂配供于发电机轴承上的测温元件相一致。测量轴承回油和推力轴承回油等的Pt100温度计与发电机厂配供于发电机轴承回油上的相一致。12、汽轮机金属壁温测量提供铠装热电偶，分度号为K分度，长度满足直接接至本体接线箱

48、的要求，型式为双支绝缘式，并便于安装检修。13、随汽轮机本体提供的所有热工仪表均单独接线，引至汽轮机本体接线箱。除另有规定或协议外，卖方成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表，取样部件，检测元件（包括传感器），安全保护装置，电动阀门，调节阀门，以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。汽轮机制造厂负责汽轮机、发电机整个轴系振动的测振一次元件。其测振一次元件探头测量准确，抗干扰，并附出厂由专业资质单位出具的检测报告。卖方提供的调节阀选用有成熟的运行经验的产品，保证其可控性和可靠性，以满足热工调节控制的要求。调节阀接受420mADC控制指令并具有420mADC

49、的两线制位置反馈。卖方提供的电动阀门为一体化电动阀门，并附产品详细样本，包括供电类型，功率，端子接线图等。安装于轴承箱内的所有由检测元件至接线盒的连接导线均选用耐油、耐高温、防火、抗干扰的绝缘导线。远传仪表、变送器采用420mADC标准信号，变送器为两线制，精度不低于0.1%。卖方提供的所有一次仪表、控制设备的接口信号，连接到卖方提供的接线盒、仪表控制箱柜的端子排上。所供所有一次元件、就地设备及接口点标注其现场安装位置。汽轮机本体温度测点要求留有插座并提供测温元件，随本体配供的其它就地测量仪表（压力表、开关及液位计等）均配供安装附件（一次门等）。就地仪表带一次门。压力测点及汽水分析取样则要求带

50、一次门及仪表取样管。保护用与调节显示用一次元件必须分开，取样点独立开孔。3.3发电机系统的基本参数及技术要求发电机基本参数发电机额定功率 12.0MW额定电压： 10.5kV额定功率因数： 0.8频率： 50Hz额定转速： 3000r/min定子绕组绝缘等级： F(其温升和最高温度不超过B级绝缘的允许值)转子绕组绝缘等级： F(其温升和最高温度不超过B级绝缘的允许值)定子铁芯绝缘等级： F(其温升和最高温度不超过B级绝缘的允许值)短路比：不低于0.45效率：97 相数： 3极数： 2定子绕组接线方式：Y 负序电流承载能力：连续 I2/IN10%短时（I2/IN）2t10冷却方式：密闭循环空气冷

51、却噪音：（距外壳1m处）90dB(A)发电机技术要求（1） 发电机出线端子数目为6个。定子绕组按规定旋转方向相序为A、B、C（U、V、W）。（2） 发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却介质条件下，机端连续输出额定功率为12MW。（3） 发电机最大连续输出功率能与汽轮机最大连续输出功率相匹配。长期连续运行时各部分温升，不超过国标GB/T7064-2002中表10规定的数值。（4） 发电机各部位允许振动值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，各轴承座振动在垂直、水平、轴向上双振幅值不应大于0.025mm，轴振相对位移双振幅值不大于0.08mm，临界转速的振动最大不超

52、过0.1mm。发电机在轴承座、大轴上留有装设测振传感器的位置，以便装设轴承座和大轴的振动监测仪表。振动和回油监测仪表由汽机厂统一供应，采用相同的设备，电机厂配合，满足TSI安装检测要求。发电机定子铁芯和机座端盖的自振频率应避开基频和倍频的10%以上。发电机定子绕组端部的自振频率应保证避开基频和倍频的+15%、-10%，以防止产生共振。冷态下端部绕组模态试验的椭圆型固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、过渡引线的固有振动频率合格的范围为fz94HZ，fz115 HZ。临界转速应避开额定转速的10%，转子在稳定运行工况下，双振幅震动值在垂直、横向和轴向均不大于0.025mm，通过临界转速时，轴的振

53、动值不大于0.1mm。（5） 检温计位置及数量定子线圈层间埋置至少6只电阻测温元件，其型号为Pt100三线制；定子铁芯埋置至少6只电阻测温元件，其型号为Pt100三线制，均为双支热电阻。测量轴瓦温度用卡套式端面热电阻（双芯）。每个端盖（或端罩）和定子机座上温度最高点处均不少于1个温度计。在空气冷却器进、出风处各装有两只Pt100温度计（双芯）。各轴承上应装设测量油温的温度计，并应在回油管上设有视察窗，在各轴瓦上还应有遥测温度和极限信号的元件。测量轴承和推力轴承等温度的Pt100热电阻与汽轮机轴承上的相一致，测量轴承回油和推力轴承回油等的Pt100温度计与汽轮机轴承回油上的相一致，制造厂提出各轴

54、承温度和轴承回油温度的正常值，越限值，并提供安装附件。卖方提供就地接线盒，发电机测量元件均接到该接线盒端子排上。（6） 发电机定、转子各部分温度和温升的限值，应符合国标GB/T70642002“透平型同步电机的技术要求”中的规定。发电机轴承排油温度不超过65，轴瓦温度不应超过80。在发电机内定子绕组端部附近，应设置灭火水管，水路的端头必须引出机座外。（7） 电压和频率范围发电机在额定功率因数、电压变化范围为5%和频率变化范围1%时，应能连续输出额定功率。当发电机在额定功率因数，电压变化为8%和频率变化范围为-5%+3%时的范围运行时，也能输出额定功率，各部件温升值不超过国标GB/T7064-2

55、002中所规定的数值。（8） 发电机在额定电压和转速下，其空载线电压波形正弦性畸变率应不超过5%，其线电压的电话谐波因数应不超过1.5%。（9） 应采取有效的措施，防止有害的轴电流和轴电压，转子轴应良好接地，发电机在运行时应能测出对地绝缘电阻值。发电机励端的轴承座与底板和油管间、油密封座与油管间，加装便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫。发电机汽侧转轴装接地装置。（10） 定子绕组在冷态下，任何两相直流电阻之差，在排除由于引线长度不同而引起的误差后应不超过其最小值的1.5%。（11） 发电机应具有一定的短时过负荷能力，应能承受1.5倍过负荷并允许运行2分钟，而不发生有害变形及接头开焊等情况。发

56、电机允许过电流时间与过电流倍数以下式计算：（I2-1）t=37.5s。I-定子过电流的标么值，t-持续时间，适用范围1060秒。（12） 进相运行能力：发电机在功率因数为0.95（超前）的条件下，能带额定负荷长期连续运行。（13） 发电机具有调峰运行能力，机组在使用寿命期限内，在机械上应能承受启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。（14） 汽轮发电机异常运行状态下的技术要求。1) 发电机具备失磁异步运行的能力。发电机失磁后在60s内将负荷减至60%；在90s内减至40%，总的失磁运行时间不超过15min。2) 要求卖方提供机组无励磁异步运行时，所带的有功功率和维持时间等数据。6MW/3

57、0分钟。3) 要求卖方提供机组进相运行范围和维持时间等数据。进相0.95长期运行。4) 发电机应具备承受高压线路单相重合闸的能力。5) 发电机应具备承受误并列的能力。6) 发电机应能承受一定的稳态和暂态负序电流的能力。当三相负载不对称，每相电流应不超过额定定子电流（IN），且其负序电流分量（I2）与额定电流IN之比不大于10%时，应能连续运行。当发生不对称故障时，故障运行的（I2/IN）2t应大于15s。7) 电机应能承受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形。（15） 结构设计要求1) 定子绕组、定子铁芯、转子绕组的绝缘应采用F级绝缘。2) 电机定子机壳、端盖、端罩有足够的强

58、度和刚度，避免产生共振。定子铁芯端部结构件压指采用无磁、压圈采用低磁性材质，避免产生局部过热。定子线棒槽内固定及绕组端部绑扎工艺牢靠。绕组端部采取适应调峰运行的技术措施：绕组端部绑扎在由绑环、绝缘支架组成的端部固定架上，经烘焙固化后整体性好，在径向、切向具有很大的刚度。3) 发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓，能承受因电力系统故障发生振荡或扭振的机械应力而不发生折断或变形。4) 转子采用气隙取气间接冷却结构。5) 发电机的轴承采用球面瓦，确保不产生油膜振荡。6) 发电机各部位的测温元件应严格埋设工艺，保证完整无损，测温元件应设有双支热电阻，采用三线制，并连接到相应的本体接线盒。（16） 发电机可用

59、率不低于98%，大修间隔不少于64年，小修间隔为一年。（17） 发电机各部分结构强度在设计时已考虑能承受发电机出口端电压为105的额定电压满负荷三相突然短路故障。（18） 发电机的负荷变化率满足汽轮机定压运行时5/min滑压运行时3/min的要求。励磁系统技术要求总的要求自动励磁调节装置能在-545环境温度下连续运行；也能在湿度最大的月份下，月平均最大相对湿度为90，同时该月平均最低温度为25的环境下连续运行。励磁方式：采用双通道自并励静止可控硅微机励磁系统。励磁系统的主要性能：（1） 当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电压和电流的1.1倍时，励磁系统保证连续运行。（2） 励磁系统的短时

60、过载能力超过发电机励磁绕组的短时过载能力，强励倍数不小于2，允许强励时间为不小于10秒。（3） 励磁系统满足机组在发电、进相等工况下运行的各项技术要求。（4） 励磁系统设备能提供2倍额定励磁电压和2倍额定励磁电流，持续时间不小于10s。（5） 励磁系统的电压响应时间：满足高起始响应规定（0.1秒）（6） 在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器的给定电压调节速度应不大于额定电压1%s，不小于额定电压0.3%s。（7） 在发电机空载运行状态下，频率值每变化额定值的1%，自动电压调节器系统保证发电机电压的变化值不大于额定值的0.25%。（8） 励磁系统自动电压调节器应能保证发电机励磁电压在发电机空载

61、额定电压的70%110%的范围内进行稳定、平滑地调节。手动控制单元应能保证发电机励磁电压在不大于空载额定励磁电压的20到额定励磁电压的110%的范围内进行稳定、平滑地调节。调压精度应不大于额定电压值的0.2%（自动）。（9） 在空载额定电压下，当电压给定阶跃响应为5%时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%；振荡次数不超过3次，发电机定子电压的调整时间不超过5秒。（10） 发电机零起升压时，自动电压调节器保证定子电压的超调量不超过额定值的10%，调节时间不大于10秒，电压振荡次数不大于3次。（11） 在下述厂用电源电压及频率偏差范围内，励磁系统能保证发电机在额定工况下长期连续正常工作：交流电压

62、偏差范围为额定值的-15到+10%，频率偏差范围为额定值的-6+4。直流220V系统，电压偏差范围为额定值的-20+10。（12） 当励磁电流在小于1.1倍的额定励磁电流下长期运行时，励磁绕组两端所加整流电压最大瞬时值不超过出厂工频试验电压幅值的30。（13） 发电机甩额定无功功率时发电机电压不超过额定值的115%（14） 在任何情况下，励磁系统应保证励磁绕组两端所加的整流电压最大瞬时值不超过出厂试验时该绕组对地耐压试验电压幅值的70。（15） 励磁系统故障引起的发电机强迫停机率不大于0.1%。励磁调节器（1） 励磁调节器采用双通道结构。每通道均带自动和手动控制。两路通道正常时一路工作，另一路

63、热备用，发生故障时，能自动地、无扰动地切换至备用通道并闭锁故障通道。（2） 微机励磁调节器至少具有以下功能：远方和就地给定功能；电压互感器断线保护功率因数控制器过励磁限制；过励磁保护；低励磁限制；电力系统稳定器（PSS）；V/H限制及保护；高起始励磁系统应有过流保护。（3） 励磁调节装置具有自动手动切换功能。（4） 励磁调节装置具有自动跟踪功能。能在自动和手动之间以及通道1和通道2之间自动跟踪并且能无扰动地切换。（5） 微机励磁调节器能在发电机空载额定电压的70110范围内进行平滑、稳定的调节。（6） 手动控制单元保证下限小于发电机空载励磁电压的20，上限不低于额定励磁电压的110，调压上限可

64、设置，并满足机组调试时零起升压的要求。（7） 微机励磁调节器保证发电机调压精度优于0.5%。（8） 励磁调节器具有与分散控制系统(DCS)的硬接口和数字通信接口，实现控制室内对励磁调节器的远方控制。励磁系统的控制及保护（1） 对发电机的电压、无功功率及励磁电流的调节可在就地及中控室进行。（2） 励磁系统可就地操作和远方操作。（3） 励磁系统至少装设下列信号：功率整流装置故障信号；电压互感器断线保护动作信号；励磁控制回路电源消失信号和励磁调节装置工作电源消失信号；励磁调节装置故障信号；稳压电源消失或故障信号；触发脉冲消失信号；调节通道自动切换动作信号；PSS故障信号；强励动作信号；低励限制动作信

65、号；过励限制动作信号；电压/频率比率限制动作信号。（4） 可靠性励磁系统强行切除率不大于0.1%。因励磁系统故障引起发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。自动电压调节器（包括PSS）投入率不低于99%。微机双通道自并励静止可控硅励磁系统技术要求：（1）励磁系统保证发电机电压静差率1%。（2）当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统保证连续运行。发电机在额定负荷进相运行于功率因数（超前）为0.95时保证长期连续运行。（3）励磁系统的短时过载能力大于发电机励磁绕组的过载能力，强励倍数2.0倍，允许持续时间不小于10秒。（4）励磁系统电压响时间不大于0.1S。（5）

66、发电机空载阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的10%，发电机电压超调量不大于阶跃量的50%，振荡次数不大于3次，上升时间不大于0.6S，发电机定子电压的调整时间不大于10秒。（6）发电机零起升压时，自动电压调节器保证定子电压的超调量不超过定子电压的15%，调节时间不大于10秒，电压振荡次数不大于3次。（7）发电机电压控制精度（从空载到满载电压变化），不大于1.0的额定电压。励磁控制系统暂态增益不少于20倍。励磁系统动态增益保证发电机的电压突降15%20%时可控桥开放至允许最大值。（8）自动励磁调节器的调压范围，发电机空载时保证在70-110额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压的分辨率不大于额定电

67、压的0.2。手动调压范围：在发电机空载励磁电压的20至发电机额定励磁电压的110范围。（9）电压频率特性，当发电机空载频率变化1，其端电压变化应不大于0.25额定值。（10）在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器调压速度，不大于1额定电压/每秒；不小于0.3额定电压/秒。（11）发电机甩额定无功功率时发电机定子电压不超过额定值的110%。（12）可控硅整流装置的配置有必要的裕量，采用成熟可靠的元件并有足够的电流裕度和足够的承受反向电压的能力。（13）每个整流桥的交直流侧均设过电压保护。（14）励磁系统回路中装设转子过压保护装置和灭磁装置。（15）当发电厂厂用直流和交流电压偏差不超过+10-15

68、，频率偏差不超过+4-6时，励磁系统应能保证发电机在额定工况下正常运行，励磁系统最低稳定电压，应不大于发电机空载额定电压20%时的励磁电压值。（16）自动励磁调节器具有与DCS数字通信的接口。并具有与DCS的硬接口。具有事故记录功能。（17）励磁系统故障引发的发电机强迫停机率不大于0.1%。励磁变压器（1）励磁变压器采用干式变压器，自然冷却方式。变压器容量设计满足系统各种运行工况要求，并保证高压侧加10.5kV厂用电时，能满足发电机进行空载、短路特性试验的要求。（2）变压器原副边之间屏蔽，绝缘等级F级，温升不高于80。（3）变压器联结方式Y/-11，短路阻抗4%。（4）自带风冷系统。微机励磁调

69、节器性能指标（1）微机励磁调节器为数字式双通道励磁调节器（AVR），手动励磁调节通道能自动跟踪自动通道，并能实现平稳切换。当自动励磁故障时（包括发电机PT断线）能自动切换到手动调节，也允许从手动调节切换到自动调节。（2）励磁调节器具备以下调节、限制和保护功能：a. 恒发电机机端电压的P、PI、PD、PID调节规律；b. 正负调差和调差率大小选择；c. 欠励瞬时限制；d. 过励延时限制；e. 发电机励磁电流反时限限制；f. 恒励磁电流及恒可控硅触发角限制；g. 最大励磁电流瞬时限制；h. V/F限制；i. 强励反时限限制；j. PT断线保护功能；k. 励磁用电压互感器高压侧断路的检测和保护；l.

70、 发电机空载过压保护；m. 电源、硬件、软件故障自检测和处理功能；n. 控制模式：恒电压、恒电流、恒无功、恒功率因数控制。o. PSS功能。p. 软起励功能。q.串行口通讯，并有与其它控制系统的I/O接口。励磁系统信号励磁系统装设下列故障及运行信号：a励磁变故障信号b整流器故障信号c起励故障信号dPT断线保护动作信号e励磁控制回路电源消失信号和励磁调节装置工作电源消失信号f励磁调节装置故障信号g稳压电源消失和故障信号h强励动作信号j低励限制动作信号k过励限制动作信号l电压/频率比率限制动作信号m.励磁电压模拟量信号（420mA）n.励磁电流模拟量信号（420mA）空气冷却器（1） 发电机在额定

71、负荷运行时，空气冷却器出风温度不超过40，发电机各部温度符合标准要求。定子绕组温升限值不得超过 80 (埋置电阻元件测量)转子绕组温升限值不得超过 90 (电阻法)定子铁心温升限值不得超过 80(埋置电阻元件测量)轴承的回油温度不超过 65轴瓦的温度不超过 80（2） 空气冷却器的设计应能使一个冷却器因清洗而停止工作时，至少能担当电机80的额定负载连续运行，电机不允许超过温升。控制要求（1） 励磁变压器采用干式变压器，自然冷却方式。变压器容量设计满足系统各种运行工况要求，并保证高压侧加10.5kV厂用电时，能满足发电机进行空载、短路特性试验的要求。（2） 设备制造厂家提供必要的随机仪表系统及各

72、测点参数，配供仪表全部采用法定计量单位。（3） 发电机轴承上备有装设拾振器的位置，以便装设大轴振动监测仪表。（4） 发电机轴上不再配备备有装设测速装置的位置。（5） 卖方应提供随设备成套供货的仪器、仪表、系统配置、安装件、电缆、盘柜台等清单。（6） 技术指标转速控制：范围：03500RPM，精度：1RPM负荷控制：范围：0100% 精度：0.5%转速不等率：36%连续可调系统迟缓率：0.1%机组甩全负荷时，维持空负荷稳定运行，转速超调量7%系统响应时间：50ms系统可用率99.9%3.4卖方须提供的技术参数汽轮机参数汽轮机设备有关数据表3.4-1 汽轮机本体有关数据名称单位数值1 型式中温中压

73、凝汽式汽轮机制造厂中国长江动力集团有限公司转速r/min3000转向（从汽轮机向发电机看）顺时针抽汽级数级3汽轮机允许最高背压值kPa14.7冷态启动从空负荷到满负荷所需时间h3轴系扭振频率Hz42、56、1072 轴系临界转速一阶r/min1838二阶r/min57173 汽轮机外形尺寸机组总长（包括罩壳）m5.582机组最大宽度（包括罩壳）m3.59汽缸排汽口数量及尺寸个/ mm1/10901740设备最高点距运转层的高度mm25804 汽机叶片级数及末级叶片有关数据末级叶片长度mm339.5次末级叶片长度mm209末级叶片环形面积cm26413.45 汽轮机主要部件材质和性能汽缸材质ZG

74、20CrMo脆性转变温度（FATT）转子材质34CrMoA各级叶片材质1Cr13、2Cr13汽缸螺栓材质35CrMoA6 重量转子（每个转子）kg6.9上汽缸（包括隔板）/上汽缸（包括隔板）kg16.9 / 21.9总重kg59转子的转动惯量CD2910.8表3.4-2 汽轮机特性数据TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况70%THA50%THA40%THA30%THA汽轮发电机组热耗值kJ/kWh12374.21210912937.312129.112324.912583.912941.114388.2主蒸汽压力MPa(a)3.83.83.83.83.83.83.83.8主蒸汽温度39

75、0390390390390390390390主蒸汽流量 kg/h61616460443327.519排汽压力 kPa(a)8.76.46.66.35.35.254.9排汽流量kg/h47.2446.6849.2545.8432.2323.4419.0416.22补给水率 %10000000给水温度130130130130130122.41161.1111.3发电机功率12036.312308.912937.312071.28453.86061.84819.13604.7注：相关参数详见附件中的热力系统平衡图。表3.4-4 汽轮机THA工况下各级抽汽参数抽汽级数流量t/h压力MPa(a)温度允许

76、的最大汽量t/h第一级（至空预器）4.81.266288.2第二级（至除氧器）3.590.4594199.2第三级（至低加）4.620.075792.1表3.4-5 汽轮机组轴瓦轴瓦号轴颈尺寸直径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1220330椭圆7301.114500650.1612220350椭圆7801.224500650.1643200380圆筒7601.214500650.162表3.4-6 汽轮机发电机组临界转速（按轴系、轴段分别填写）轴段一阶临界转速 r/min二阶临界转速 r/min设计值试验值设计值试验值汽机转子18385715发电机

77、转子励磁机转子汽轮机起动参数表3.4-7 预热蒸汽参数名称单位数据主蒸汽压力MPa 1.5主蒸汽温度250主蒸汽额定流量t/h15汽缸预热最低温度150转子预热最低温度180表3.4-8 转子轴承振动双振幅值（m）轴承第一临界转速振幅值额定转速时振幅值正常报警跳闸115025507021502550703150255070表3.4-9 汽轮机各阀门关闭时间s阀门名称时间特性关闭时间延迟时间主汽阀0.30.2调节阀0.70.3抽汽阀0.70.3表3.4-10 起动方式及时间：h起动状态冲转方式冲转至额定转速时间并网至额定负荷时间冲转至额定负荷时间冷态定压启动1.81.23温态定压启动112热态定

78、压启动0.80.81.6极热态定压启动0.70.71.4汽轮机运行参数表3.4-11 汽轮机运行参数项目单位数值全真空惰走时间min20无真空惰走时间min17主开关断开不超速跳闸的最高负荷kW12超速脱扣转速r/min3300最大运行背压kpa14.7汽机报警背压（高、低）kPa15.5汽机脱扣背压kPa18.5汽机喷水流量t/h5最小持续允许负荷kW3000最小持续允许排汽压力kPa0.004盘车转速r/min5.6盘车停止时汽缸最高温度150200盘车停止时转子最高温度100150允许受外力和力矩表3.4-12 允许受外力和力矩（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

79、数值）受力部位力kg力矩kg.m备注主蒸汽进口Fx5001000Fy5001000Fz5001000合成 Ft8501500各级抽汽出口Fx145200Fy145200Fz145200合成 Ft250350凝汽器Fx凝汽器一般无此要求FyFz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是正值汽轮机辅助系统技术规范表3.4-13 调节和保护系统序号名称单位数值1调节系统型式低压透平油数字电液调节系统2主蒸汽阀数量只1内径mm180阀体、阀杆材料ZG20CrMoV/15Cr11MoV3主蒸汽调节阀型式提板式数量只8内径mm50/60阀体、阀杆材料

80、ZG20CrMoV/15Cr11MoV4负荷限制器DEH有5全周进汽调节级和部分压力级非全周进汽6抽汽逆止阀数量只2内径mmDN100DN250阻力Pa(g)10阀体、阀杆材料ZG230-450/25Cr2MoVA7危急保安器型式飞环式数量只18跳闸装置套EH油低跳闸有真空低跳闸有润滑油压低跳闸有其它见附图9真空破坏装置型式真空阀内径mmDN5010初压调节器无11大气释放膜直径，厚度mm200,1材料400#非石棉橡胶板12汽轮机排汽缸喷水量kg/h5表3.4-14润滑油系统序号名称单位数值1采用的油牌号、油质标准32/40 GB11120-19892油系统需油量kg63003轴承油循环率8

81、124轴承油压MPa(g)0.0850.1255主油箱型式卧式容量m37尺寸mmmmmm306018001900设计压力MPa(g)0.3材料Q235-A油箱重量kg3064回油重量kg/h65006主油泵型式同轴离心式制造厂中国长江动力集团有限公司容量kg/h65000出口压力MPa(g)0.98入口压力MPa(g)0.098材料壳体HT200-7轴45叶轮ZG230-450总重kg2307继电器控制阀无型式内径m8冷油器型式表面式制造厂中国长江动力集团有限公司数量台2冷却面积m220冷却水入口设计温度33出口油温45冷却水流量kg/h44000油量kg/h20000管子尺寸（外径壁厚）mm

82、mm150.7设计压力管侧MPa(g)0.25壳侧MPa(g)0.25设计温度管侧65壳侧45材料管子304壳体Q235-A水室Q235-A管板管板尺寸（外径壁厚）mmmm41540每台总重kg9559事故油泵（交流/直流）型式离心油泵制造厂数量台2（交直流各1）容量m3/h20出口压力MPa(g)0.37转速r/min2950材料泵壳ZG230-450轴45叶轮ZG230-450电动机型式交流/直流电动机容量kW5.5/5.5电压VAC380/DC220转速r/min2950总重kg460/48010交流辅助油泵型式离心油泵制造厂数量台1容量m3/h19.8出口压力MPa(g)0.98转速r

83、/min2950材料泵壳ZG230-450轴45叶轮ZG230-450电动机型式交流电动机容量kW55电压VAC380转速r/min2950总重kg110011油温调节器型式管状电加热元件制造厂数量支2容量kW2尺寸mm639592总重kg1012主油箱排油烟机型式离心式制造厂数量台1容量m3/h1400电动机型式交流电动机容量kW3电压VAC380转速r/min2950总重kg130表3.4-16 盘车装置名称单位数值型式手动投入自动脱开型电动盘车装置容量kW5.5电压VAC380转速r/min750盘车转速r/min5.6盘车程控装置盘车控制柜参数具体设计时提供输入/输出信号标准电源电压V

84、AC380输入功率程控柜防护等级IP54其它表3.4-17 汽封系统设备序号名称单位数值1汽封蒸汽调节器型式电子式三通调节阀尺寸mmDN65，DN80，DN125压力调节范围MPa（g）2轴封加热器型式表面式制造厂中国长江动力集团有限公司冷却表面积m220冷却水流量kg/h62000管子尺寸和厚度mm150.7管子根数根232传热系数KJ/h.m2.随工况变化管阻MPa（g）0.035尺寸总长mm1885壳体直径mm565设计压力：管侧kPa（g）95壳侧kPa（g）1580设计温度：管侧50壳侧320材料：管子06Cr19Ni10壳体Q235-B水室Q235-B管板16MnR总重kg926表

85、3.4-18 凝汽器序号名称单位数值1型式管壳表面换热式2壳体设计压力及管侧设计压力MPa（g）0.1/0.43凝汽器管子总有效面积m212004传给循环水的净热负荷kJ/s随工况不同5循环水量t/h28356管内平均循环水流速m/s27设计清洁系数0.858循环水设计进水温度279循环水允许最高进水温度3310管子总水阻kPa（g）3611凝汽器管子材料顶部圆周段304主凝结段空冷区12凝汽器管子数量顶部圆周段根3670主凝结段根空冷区根13凝汽器管子尺寸管径壁厚mm200.7有效长度m5144单根长度m520014管板材质、厚度mmQ235-A/2815壳体材质、厚度mmQ235-A/10

86、16管板支撑板材质厚度mm18间隔mm1000数量块417凝汽器热井容积m30.518凝汽器外形尺寸长宽高mmm67803365430019凝汽器外壳与汽轮机排汽口排接型式刚性20总重kg24000水室（每个）kg非独立水室凝汽器（不允水）kg24000凝汽器（运行时）kg38700凝汽器（满水时）kg4370021防腐措施涂覆盖层表3.4-19 DEH控制系统（电子部分）名 称单位数值形式低压电调生产厂家南京科远电源电压VAC 220V输入功率W2KW环境要求045输入/输出信号标准mA010V，0350mAI/O点数个100模拟量输入信号精度mA1模拟量输出信号精度mA2模拟量输入阻抗共模

87、抑制优于120dB模拟量输出阻抗差模优于60 dB入机接口组态软件For WindowsNT监视器形式规范21”LCD打印机形式规范RS485工程站形式规范A4激光打印机程控柜防护等级工业计算机其它IP44表3.4-20 汽轮机安全监测仪表（TSI）形式框架模块式生产厂家无锡厚德电源电压VAC220V输入功率W250W环境要求周围无腐蚀性、无强磁场、无振动等场合转速测量形式规范电涡流传感器轴承振动监测器形式规范线速度传感器轴振动监测器形式规范无胀差监测器形式规范电涡流传感器轴偏心监测器形式规范无汽缸绝对膨胀监测器形式规范位移传感器轴向位移监测器形式规范电涡流传感器TDM形式规范其他汽轮机主要数

88、据汇总表表3.4-21 汽轮机主要数据汇总表序号项目单位数值1）机组型式凝汽式汽轮机2）汽轮机型号N12-3.8/3903）TRL工况MW124）T-MCR工况MW12.35）VWO工况MW136）THA工况MW127）厂用汽工况MW-8）额定主蒸汽压力MPa3.89）额定主蒸汽温度39010）主蒸汽额定进汽量（THA）t/h6011）主蒸汽最大进汽量t/h6412）额定排汽压力kPa（g）6.313）配汽方式喷嘴配汽14）设计冷却水温度2715）额定给水温度13016）额定转速r/min300017）额定工况热耗（THA）kJ/kWh12129.118）给水回热级数（除氧+低压）级319）末

89、级叶片长度mm339.520）汽轮机总内效率%78.521）通流级数级1222）临界转速（分轴系、轴段的试验值一阶、二阶）1838/5715发电机转子r/min励磁机转子r/min23）机组轴系扭振频率Hz42、56、10724）机组外形尺寸8.63.62.625）转子是否做过超速试验现场完成26）机组出厂前是否经过总装和热态试验出厂前总装盘车实验27）调节装置DEH制造厂主要功能：起动有升速有同步有28）自动增减负荷有蒸汽参数、金属温度监测有振动过限报警TSI完成功率限制有29）安全检测（TSI）制造厂主要功能：转速有轴承振动有大轴振动无轴向位移有大轴偏心无大轴挠度无汽缸膨胀、胀差有推力轴瓦

90、磨损轴向位移间接测量30）运行层标高m731）最大起吊高度m4.532）30年寿命分配冷态次200温态次700热态次6000极热态次150强迫停机次50负荷变化次18000带厂用电次2033）启动及运行方式定压运行34）定压、负荷变化率%/min2.5535）轴振动三个方向最大值mm-36）临界转速轴承振动最大值、最高允许背压值mmkPa（g）0.114.737）最高允许排汽温度7538）噪声水平9039）润滑油系统主油泵型号离心油泵润滑油牌号32或46 GB/T1120-1989油系统装油量kg7000主油泵出口压力MPa（g）0.98轴承油压MPa（g）0.0850.125主油箱容量m37

91、油冷却器型式、台数台管壳表面式，2台40）盘车装置盘车转速r/min5.6盘车电动机容量、电压kW,V5.5，38041）轴封有无自密封系统有（三通式调节阀控制）42）汽轮机性能保证T-MCRMW12.3THA工况时热耗值hJ/kWh12129.1各轴承三个方向最大振动值（正常）mm0.0343）辅助设备性能凝汽器凝汽器流程型式双流程表面换热式总有效传热面积m21200顶部金属管材、有效长度m304、5145顶部金属管外径壁厚mm20x0.7冷凝管材长度m5200冷凝管外径壁厚mm20x0.7设计循环水量、平均流速t/h,m/s2835,2循环水温升812单侧检修可能性可以凝汽器净重t24壳体

92、、管子设计压力MPa（g）0.1、0.4低压加热器壳体设计压力、温度MPa（g）0.1、150管侧设计压力、温度MPa（g）0.78、120加热面积m260管子材质、外径、壁厚mm06Cr19ni10、15x0.7管板材质、厚度mmQ345R、50加热器布置位置立式机组总重t汽轮机本体t65凝汽器t24主汽门、调节阀等kg3000润滑油系统t5低压加热器t1.39凝汽器充水及运行重量t43.7、38.7发电机设备有关数据表3.4-22发电机技术数据表序号名称单位设计值试验值保证值备注1规格型号发电机型号QF-12-2额定容量SNMVA15额定功率PNMW12最大连续输出功率PmaxMW与汽轮机

93、匹配额定功率因数cosN0.8定子额定电压UNkV10.5定子额定电流INA825额定频率fNHz50额定转速nNr/min3000额定励磁电压UfNV156额定励磁电流IfNA245定子绕组接线方式Y冷却方式空冷励磁方式自并励静止励磁2参数性能定子每相直流电阻（75）0.01583转子绕组直流电阻（75）0.5334定子每相对地电容Apf134700Bpf134700Cpf134700转子绕组自感LH3.30直轴同步电抗Xd%187.8横轴同步电抗Xq%185.8直轴瞬变电抗（不饱和值）Xdu%20.61直轴瞬变电抗（饱和值）Xd%18.13横轴瞬变电抗（不饱和值）Xqu%46.37横轴瞬变

94、电抗(饱和值)Xq%40.81直轴超瞬变电抗(不饱和值)Xdu%12.82直轴超瞬变电抗(饱和值)Xd%11.79横轴超瞬变电抗（不饱和值）Xqu%13.3横轴超瞬变电抗（饱和值）Xq%12.23负序电抗（不饱和值）X2u%15.7负序电抗（饱和值）X2%14.39零序电抗（不饱和值）Xou%6.8零序电抗（饱和值）X0%6.45直轴开路瞬变时间常数Tdos9.5横轴开路瞬变时间常数Tqos1.06直轴短路瞬变时间常数Tds0.916横轴短路瞬变时间常数Tqs0.232直轴开路超瞬变时间常数Tdos0.054横轴开路超瞬变时间常数Tqos0.117直轴短路超瞬变时间常数Tds0.035横轴短路

95、超瞬变时间常数Tqs0.035灭磁时间常数Tdms2.384转动惯量GD2t.m22.0短路比SCR0.45稳态负序电流I2%10暂态负序电流I22t15允许频率偏差%2允许定子电压偏差%5失磁异步运行能力MW6失磁异步运行时间min30进相运行能力MW12进相运行时间h长期h指运行小时电话谐波因数THF%1.5电压波形正弦畸变率Ku%5三相短路稳态电流%150.6暂态短路电流有效（交流分量）相中性点%730.1相相%500.6三相%508.1次暂态短路电流有效值（交流分量）相中性点%1542.9相相%1103.8三相%1414.8三相短路最大电流值（直流分量峰值）%相相短路最大电磁转矩t.m

96、513振动值临界转速（一阶）r/min1290临界转速（二阶）r/min3830临界转速轴承振动值垂直mm0.1水平mm0.1超速时轴承振动值垂直mm0.1水平mm0.1额定转速时轴承振动值垂直mm0.025水平mm0.025临界转速轴振动值垂直mm0.165水平mm0.165超速时轴振动值垂直mm0.165水平mm0.165额定转速时轴振动值垂直mm0.08水平mm0.08定子绕组端部振动频率fvHz122定子绕组端部振动幅值mm0.12轴系扭振频率Hz60；1154损耗和效率（额定条件下）定子绕组铜耗Qcu1kW32.323定子铁耗QfekW50.627励磁损耗Qcu2kW38.222短路

97、附加损耗QKdkW64.591机械损耗QmkW127.249总损耗QkW313.012满载效率%97.465绝缘等级和温度定子绕组绝缘等级F定子铁芯绝缘等级F转子绕组绝缘等级F定子线圈额定工况温度85.32125转子线圈额定工况温度100.63130定子铁芯额定工况温度70.46120定子端部结构件允许温度120发电机集电环温度120发电机进口风温40发电机出口风温906密封油系统轴承润滑油进口温度35-45轴承润滑油出口温度65轴承润滑油流量L/min317主要尺寸和电磁负荷定子铁芯外径Damm1600定子铁芯内径Dimm760定子铁芯长度Limm2000气隙（单边）mm24定子槽数Z142

98、定子绕组并联支路数a11定子绕组尺寸mh壁厚mm2.161.5每槽线圈股数n80定子电流密度J1A/mm22.604定子线负荷AstA/cm580.5定子槽主绝缘单边厚度mm3.6定子总重量t25定子运输重量t28.5定子运输尺寸LWHmm430025002700转子外径D2mm712转子本体有效长度mm2050转子运输长度L2mm6300转子重量t8.9转子槽数24转子槽尺寸mhmm24.5152转子每槽线匝数30每匝铜线尺寸mhmm3.822.4转子电流密度J1A/mm22.88转子槽绝缘单边厚度mm0.9气隙磁密BsGs6968转子匝间绝缘厚度mm0.4护环直径DKmm750护环长度LK

99、mm3758主要材质和应力定子硅钢片型号50W310硅钢片厚度mm0.5铜线型号DSBEB-40(30)-155转轴材料型号34CrMo1A转轴材料脆性转变温度FATT0转轴屈服极限sN/mm2550转轴安全系数K1.8转子铜线型号TMR转子铜线屈服极限sN/mm2250护环材质型号50Mn18Cr5护环屈服极限sN/mm2735护环安全系数KK1.6转子槽契材质型号2A12表3.4-23励磁系统技术数据表(表格中未填参数待最终设计后提供)序号名称单位设计值试验值备注1励磁变压器变压器型号ZSC-125额定容量kVA125变比10500/322联接组别Y/d-11额定频率Hz50短路阻抗电压%

100、6调压方式空载损耗W负载损耗W空载电流%绕组绝缘水平最高电压（有效值）kV75雷电冲击耐受电压(峰值)kV短时工频耐受电压(有效值)kV绝缘等级F温升极限最高温升K115温度极限K155冷却方式AN+FN冷却风机功率W/台150冷却风机数量台2噪声水平dB85外壳型号变压器外壳外形尺寸mm1120X650X1050总重量kg948柜体防护等级IP23运行寿命年302励磁PT 型号额定电压kV10额定工频耐受电压(1min有效值)kV35额定雷电冲击耐受电压(峰值)kV75准确级3励磁功率及调节柜电源交流VAC380直流VDC220电压调整范围%70-110手动调整范围%20-110调压偏差（精

101、度）%0.5AVR配置（通道）2频率特性35ms发电机电压调整速度V/s自动零起升压开关量数量开入量（光电耦合隔离）个开出量（光电耦合隔离）个通讯接口柜体外形尺寸mm2260X800X800柜体防护等级IP54第4章 汽轮发电机组供货范围4.1供货原则卖方按本技术协议确定的供货范围供货，卖方的供货满足本技术协议技术规范书的要求并提供相关的技术服务。卖方根据买方提供的原始数据、技术要求和现场限定的条件，合理选择其供货范围内的设备和材料，保证其性能指标和系统安全可靠地运行，在此基础上尽可能降低投资、运行经济。本工程所采用的设备采用目前先进的技术，即具有高的可靠性、可操作性、可维修性和可扩展性。卖方

102、有汽轮机和发电机生产能力的应提供本厂产品。如卖方不具备发电机生产能力，则选择的与汽轮机配套的发电机组品牌近三年内必须有80套以上的配套业绩。以下为工艺、电气和仪表控制部分供货的最低要求：l 卖方提供汽机本体主要管路及附件，其中：外购管路、管件（如果有）是国内某一知名厂家提供并应征得买方认可；l 卖方提供汽机本体和辅机监测的一次元件及就地仪表，其中：外购一次元件及就地仪表（如果有）是国内某一知名厂家提供并应征得买方认可；l 界区内管线的仪表、阀门、法兰、垫片、螺栓、螺母、管道、管件及安装材料等（由买方提供的水、蒸汽、压缩空气等，由买方将管道接到至界区内）。l 除另行规定外，所有辅助系统设备及设备

103、(挡板、阀门等)的执行机构随主设备供货。l 所有卖方供货范围内安装于设备上的就地仪表，如：温度、压力以及控制设备(包括由DCS控制的)、保护装置及仪表、配电装置随设备一同供货。供货范围内现场同一设备之间电缆由卖方供货，所有接线接至设备本体接线盒。l 用于设备紧固、钢结构和安装所需材料以及连接件（如配对法兰、螺栓、螺母、垫圈等），所有的地脚螺栓、垫铁，随设备一起供货（除另行规定外）。l 所供设备油漆（包括底漆和面漆）完好，所有卖方供货范围内设备及设备本体自带的钢结构、管道、支吊架等的油漆属于卖方的供货内容。除成形设备外，需现场焊接组装的设备和金属构件以及管道在车间涂刷底漆。l 设备、管道的外保温

104、及外装饰。（说明：本公司负责保温设计，保温材料及外装饰由用户自备。）l 卖方提供1年系统正常运行的备品备件及其清单，该部分在性能测试合格后，全厂初步验收前提供。l 卖方提供安装、调试期间所需的备品备件清单，该部分随供货设备提供。l 在质保期内发现卖方供货范围内的任何设备、材料存在缺陷及系统设计存在不合理，卖方免费提供维修或更改（更换）。4.2供货范围以下所列主要供货范围，卖方在此基础上列出更加详细和完整的供货清单，并提供标有供货界线的系统图。凡属长期安全经济运行所必须的系统和设备，均在卖方的供货范围内。汽轮机主要设备（详见附后的汽轮机产品成套清单）汽机主体1）基础台板、垫铁、地脚螺栓2）各轴承

105、组件（包括测温元件，不包括测温二次仪表）3）汽缸组件4）转子组件5）隔板及隔板套组件6）汽封、隔板汽封7）油档8）联轴器、垫片及连接螺栓（标钢印）9）调速汽门到高压缸的导汽管及罩壳等10）自动主汽门、调速汽门及其永久性和临时性滤网（各两套）、阀门支架、各级抽汽逆止阀（水控）、抽汽阀管路上的控制阀及其控制系统中的设备。11）汽机本体固定保温材料（标明材质）于汽缸上的固定件、连接件12）汽轮机外罩（外罩的各部分及其固定件、连接件）润滑油和调节油系统1）主油泵、高压油泵、交直流辅助油泵、注油器、滤网2）冷油器、滤水器（2套，含发电机空气冷却器用 滤水器）及附属阀门、冷油器冷却管（材质304）3）油箱

106、及其附件4）排油烟风机5）事故放油门6）加热装置7）油系统管道、油流窥视窗、就地油温度表等（供货至发电机轴承进出油口）（材质304）轴封系统1）轴封减温水调节阀（如果有）2）轴封压力调节阀及附属阀门、管路及永久性滤网（两套）3）轴封风机及附件（如果有）4）各轴封漏汽及各门杆漏汽去轴封冷却器及其管道疏水系统5）轴封冷却器疏水系统等均压箱、疏水膨胀箱及附属阀、管路、管道的疏水系统、低压缸喷水及控制系统（包括电磁阀、隔离阀等）。抽真空系统射水抽气器2台凝汽设备1) 凝汽器本体、基础螺栓、螺母和垫板2) 低压缸排汽口与凝汽器之间的膨胀节（如果有）及凝汽器支座的安装座架。3) 支撑弹簧（如果有）及安装座

107、架4) 现场胀接管子的装置（胀管器、切管器各三套）5) 凝汽器管子及100根的裕量6) 抽真空系统的整套设备回热系统低压加热器及水侧、汽侧安全门、正常、事故疏水门、水位测量与报警装置、安装固定件、两相流疏水装置等。仪表和控制系统包括：汽轮机控制系统（DEH）、汽轮机安全监视仪表（TSI）的传感器和变送器及其附件、汽轮机危急跳闸系统（ETS）的传感器、执行元件及其附件。DEH采用南京科远DEH-NTK系统，ETS电子装置采用与DEH相同的硬件。TSI配套无锡厚德系列产品。就地仪表包括汽轮机、低压加热器、凝汽器等主辅机设备的就地一次测量仪表、控制器、执行器、限位开关、就地启动盘、DEH柜、ETS柜

108、等。对于主辅机阀门配套供给位置传感器、阀门定位器、力矩开关、限位开关等。提供供货范围内的所有就地仪表测量的脉冲管路及阀门附件，控制设备及箱、柜、接线盒，并提供就地仪表控制设备与就地接线盒(箱)及柜之间的连接导线及电缆。卖方提供供货范围内的设备安装、调试和维修所需的专用工具，并提供必要的使用说明书，并详尽列出专用工具清单。卖方提供质保期内所必须的备品备件。卖方分别详细列出所有备品备件清单，包括（名称、型号、数量、规格单价和总价等），并有责任保证所提供的备品备件是完整和配套的。除满足上述要求外，还满足卖方在本协议中的的其他供货承诺。发电机主要设备发电机本体1) 底板垫铁、地脚螺栓一套（包括配合螺母

109、、垫圈）；2) 发电机侧的联轴器；3) 空气冷却器；4) 发电机轴承；5) 发电机电流互感器提供2套，一套发给开关柜厂家。必须同型号，同变比，同批次.；发电机电压互感器及过电压保护器；计发电机PT柜1面。发电机PT柜为方便现场检修及管理，宜由励磁厂家统一供货。6) 发电机专用机端零序电流互感器（带母排）；7) 中性点过电压保护器(避雷器带计数器)等；励磁系统1) 微机自动励磁调节控制屏；2) 干式励磁变压器，装于柜内；（防护等级IP23）3) 励磁功率屏；4) 励磁PT柜1面；励磁系统选用嘉兴市汇盛电气控制设备有限公司相关产品。励磁PT柜、励磁变压器柜应由励磁系统供货厂家统一供货。备品备件及专

110、用工具（1）备品备件卖方应提供质保期内所必须的备品备件。卖方应分别详细列出所有备品备件清单，包括（名称、型号、数量、规格单价和总价等），并有责任保证所提供的备品备件是完整和配套的。（2）专用工具卖方应提供供货范围内的设备安装、调试和维修所需的专用工具，并提供必要的使用说明书，技术协议中应详尽列出专用工具清单。4.3供货范围4.3.1汽轮机产品成套清单(1)主机部套序号名 称数量备 注1前汽缸12中汽缸13后汽缸14汽缸附加装置15隔板套1本机第一级6隔板套1本机第二级7隔板1本机第2级8隔板1本机第3级9隔板1本机第4级10隔板1本机第5级11隔板1本机第6级12隔板1本机第7级13隔板1本机

111、第8级14隔板1本机第9级15隔板1本机第10级16隔板1本机第11级17隔板1本机第12级18喷嘴组119转向导叶环120前汽封121后汽封122隔板汽封123前轴承座124油封125径向轴承160126推力轴承前轴承127径向轴承200128前座架129后座架130主汽门座架131后汽缸导板132罩壳133联轴器罩壳134铭牌135排气装置436主轴装配图137叶轮138叶轮1本机第2级39叶轮1本机第3级40叶轮1本机第4级41叶轮1本机第5级42叶轮1本机第6级43叶轮1本机第7级44叶轮1本机第8级45叶轮1本机第9级46叶轮1本机第10级47叶轮1本机第11级48叶轮1本机第12级

112、49联轴器150盘车装置151垫铁布置图152保温装置1(2)调节部套序号名 称数量备 注1主汽门操纵座12危急遮断器13危急遮断油门14电磁阀15电气设备（TSI）1无锡厚德6温度计装置57危急遮断及复位装置18高压油动机19调节汽阀及连杆110转速测量支架111高压油动机行程指示器112相对膨胀测量支架113热膨胀测量支架214主油泵115注油器116前轴承座内部油管路117油管路1材质：不锈钢18冷油器2管材：30419接线盒220接线盒121通风机122滤油器123油箱124低压油过压阀125回转设备供油控制器126电气接点127弯头128观察孔装置229DEH低压电调1南京科远DEH

113、-NTK30ETS系统1南京科远31高压交流电动油泵1 32直流电动油泵（启动盘）1 33交流电动油泵1 34就地仪表柜135盘车控制柜1(3)辅机部套序号名 称数量备 注1主蒸汽管路12均压箱13抽汽阀34抽汽阀操纵座35电磁启动阀26抽汽管路17汽封管路18疏水管路19抽汽阀控制水管路110滤水器DN150211滤水器DN80212排汽接管113疏水膨胀箱114冷凝器1管材：30415汽封加热器116低压加热器1管材：30417两相流疏水器118主汽门119射水抽气器220真空破坏阀121二级减温减压器122平衡容器223喷水减温装置1(4)随机工具序号名 称数量备 注1特种扳手（1）2危

114、急遮断器调整工具13联轴器校中心工具14桥形规15拆前轴瓦工具16拆后轴瓦工具17汽缸引导工具18拆转向导叶环工具19吊隔板工具110吊转子工具111吊汽缸工具112吊隔板套工具113胀管器141冷油器等用14胀管器（直边）4用于凝汽器15胀管器（翻边）4用于凝汽器16切管器3用于凝汽器(5)备品备件序号供应项目每台备件数量%备注1汽轮机中分面螺栓、螺母（M56）15每种规格不少于二只2主汽阀结合面螺栓、螺母（M56）15每种规格不少于二只3汽封圈、弹簧片50每种规格不少于一圈4推力轴承或瓦块1005径向轴承或瓦块100同种规格只供一套6主油泵油封、挡油环（带巴氏合金）1007重要的活塞环10

115、08调节保安系统中重要弹簧1009凝汽器换热管34.3.2发电机产品成套清单 (1)发电机主机部分序号名 称数 量备 注1总装配12总测温布置图13接地电刷14基础板15底脚垫片16基础螺栓装配107出风斗18出风斗衬垫19出线罩110下罩111铭牌112垫铁布置图113定子装配114定子连接图115出线铜排616连接铜排317连接铜排218连接铜排119定子线圈4220定子线圈4221定子铁心装配122机座装筋加工123齿压板装配1424通风槽板装配28025定子机座焊接126定子机座加工127转子装配128转子加工129转子绕组装配130转子线圈131转子引线232炭刷装配2 33端盖装配

116、234内端盖235外端盖236座式轴承装配137轴承座138轴瓦139空气冷却器布置140空气冷却器铭牌141空气冷却器142空气冷却器243空气冷却器1(2)励磁系统序号名 称数 量备 注1可控硅静止励磁装置1(3)随机供应工具（每电站同型号机组只供一套）序号名 称数 量备 注1抽装转子接长轴12装护环工具13拆护环工具1第5章 设计分工及技术资料交付5.1接口原则和设计分工汽轮机接口分界原则与设计分工5.1.1.1 接口分界原则（1） 主蒸汽以自动主汽阀入口为界。自动主汽阀入口的下游（包括主汽阀）均属卖方范围，汽机本体的疏放水管道接口为系统最后一个阀门出口处。汽轮机抽汽以各抽汽接口为界，抽

117、汽止回阀及其电磁控制装置属卖方供货。由卖方供应的系统和设备，如与不属于卖方供应范围的系统和设备连接，则由买方负责连接到卖方的系统和设备，卖方必须积极主动予以配合，并负责该接口的可靠性和正确性（如果是法兰连接则应供反法兰及紧固件）。（2） 在卖方供货范围之内的系统和设备或部件之间的连接管道和阀门及法兰连接件等均由卖方负责供货。（3） 由卖方供应的系统和设备，配套供应与其正确运行密切有关的检测和控制仪表。若检测和控制仪表的接口设在卖方侧有困难时，在征得买方的同意后，可装于买方侧。（4） 卖方本体系统供货范围内设备、阀门接口反法兰及其附件由卖方供货，供货范围设备与外部设备的法兰接口反法兰及紧固件由卖

118、方供货。法兰间的垫片（油管道除外）均采用不锈钢石墨缠绕垫片。5.1.1.2 设计分工（1） 卖方积极配合各相关辅机制造商的设计工作，及时、准确地提供相关技术数据和资料。（2） 主汽阀及调节汽阀的安装固定方式和高中压导汽管的支吊架由卖方设计，并提供支吊架。主蒸汽系统中主汽阀至汽缸连接处间的管系由汽机厂设计，并将接口处的作用力提供给设计院。（3） 轴封冷却器以及相应的隔离阀、旁路阀门及管道由卖方设计和供货。（4） 所有抽汽管道上的逆止阀（包括行程开关）及其有关控制装置由卖方负责。（5） 汽机盘车控制装置由卖方总负责和供货。（6） 汽轮机发电机组润滑油系统包括设备、管道、附件和仪表等由卖方并提供，支

119、吊架买方负责，冷油器的冷却水管道由买方负责。（7） 汽机轴封系统和疏水系统由卖方设计，买方配合。卖方同时成套供应系统中包括的直管、弯头、汽封压力调整阀、阀门及附件、疏水阀、疏水扩容器等。管道支吊架由买方负责。（8） 低压缸喷水所用的电磁阀、隔离阀由卖方供货，低压缸喷水外部管道由卖方负责。（9） 轴封冷却器去凝汽器的管道由卖方负责，与轴封冷却器相连接的反法兰由卖方供货。（10） 卖方提供本体疏水扩容器的外形尺寸、荷重，买方负责安装图的设计。本体疏水扩容器上的排汽管及排水管由卖方负责设计并供货。（11） 卖方提供汽轮发电机组基础设计条件。买方在完成汽轮发电机组基础施工详图后，提交卖方，卖方核对有关

120、尺寸后予以确认，并在图纸上签字。（12） 汽轮机的所有外配辅机卖方均列出清单，并提供所配参数。（13） 汽机数字电液控制系统（DEH）（包括电子部分和液压部分）由卖方负责。（14） 汽机跳闸系统（ETS）由卖方负责设计，并提供控制逻辑图及详细描述（所提供的文件必须满足DCS的编程要求）。（15） 汽轮机安全监视仪表（TSI）由卖方负责设计，并提供控制逻辑图及详细描述（所提供的文件满足DCS的编程要求）。（16） 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。（17） 提供汽机监测项目表，并列出运行参数范围。发电机接口原则与设计分工5.1

121、.1.3 接口原则（1） 由卖方供应的系统和设备，如与不属于卖方供应范围的系统和设备连接，则由买方负责连接到卖方的系统和设备，卖方必须承担且应积极主动予以配合。（2） 由卖方供应的系统和部件之间的内部连接，由卖方负责。（3） 由卖方供应的系统和设备，应配套供应与其正确运行密切有关的检测和控制仪表。若检测和控制仪表的接口设在卖方侧有困难时，在征得买方的同意后，可装于买方侧。5.1.1.4 设计分工（1） 发电机空冷系统及管道、阀门及附属设备设计由卖方负责。（2） 发电机冷却装置采用集装式装置，冷却装置由卖方设计并供货。（3） 发电机励磁系统控制由卖方负责设计。（4） 发电机套管CT由卖方负责设计

122、并引接至本体接线端子盒。(无此项)（5） 发电机供货范围内的检测仪表和控制装置的设计由卖方负责，接口在就地接线盒的端子排上。5.2技术资料要求总的要求（1） 卖方向买方提供使用国际单位（我国法定计量单位）的技术文件及图纸资料，一式十份，电子版2份（电子版资料为可编辑版CAD2004,OFFICE 2003）。（说明：仅供机组总图电子档。）（2） 卖方提供的技术资料可分为投标阶段，配合工程设计阶段，设备监造检验、性能验收试验阶段和施工调试、运行维护阶段四个方面的技术文件。卖方提出的资料能满足买方各阶段的要求。如所供资料不能达到要求时，卖方免费给予补充。（3） 图纸资料的交付进度满足工程进度的要求

123、。（4） 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。（5） 卖方提供的资料包括下列等方面的内容。1) 提供技术文件图纸和设备目录总清单。2) 买卖双方经过协商，确定须提供的图纸资料。3) 供买方设计混凝土基础、厂房、地板、平台扶梯等土建工程设计计算施工所需的图纸资料。4) 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。5) 设备起停运行维护说明书及有关图纸。6) 检验记录、试验报告及质量合格证等出厂报告。7) 卖方提供在设计、制造时所遵循的规范、标准和规定。8) 备品备件加工图及工艺要求。（6） 买方及时提供与合同设备设计制造

124、有关的资料。（7） 卖方对设计院做出的汽轮发电机组基础图的几何尺寸进行会签确认，并对几何尺寸的正确性负责。（8） 卖方提供的资料为汽轮发电机系统的完整资料（提供可编辑CAD电子版）。（说明：仅供机组总图电子档。）卖方在技术协议中至少提供下列资料：汽轮机部分：（1） 汽轮机说明书。（2） 按技术协议要求填写齐全各项表格内容，提供技术协议要求的各工况热平衡图及修正曲线。（3） 汽轮机变工况曲线图。（4） 汽轮机本体热力系统图。（5） 汽轮机外型图及剖面图（包括发电机）。（6） 汽轮机本体辅助设备（凝汽器、低压加热器、轴封冷却器、油箱、冷油器及其他辅助设备）外型图及接口图、基础图。（7） 汽轮机发电

125、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）。（8） 大件运输重量及运输尺寸图。（9） 润滑油系统图、调速、保安油系统图。（10） 轴封系统图。（11） 汽机本体疏水管路系统图。（12） 抽汽管路系统图。（13） 汽轮机各主要部件材料一览表（包括化学分析物理性能处理数据等）（14） 参数偏离设计值时，汽轮机各种指标的修正曲线。（15） 提供汽机数字电液控制系统（DEH）资料：包括说明书、测点布置、电源要求、控制原理图、逻辑图、安装接线图、1/0 清单， CRT 监视的所有画面图、供货清单。（16） 随机供应常规仪表、控制、保护等设备接线图纸，说明书及供货清单。包括同步

126、器，油动机的行程指示，危急遮断器电指示。（17） 热工测量、调节、保护和控制所需的图纸资料及汽轮机紧急跳闸系统（ETS）控制要求、逻辑框图等所有资料。（18） 汽机本体及辅机的保护联锁条件及运行参数。（19） 汽机保安电气原理接线图，温度测点布置图。（20） 提供详细供货项目及随机供应的专用工具清单。（21） 其它说明产品特点及供货范围资料。（22） 凝汽器总装图；（23） 其它必要的图纸。发电机：（1） 发电机总装图；（2） 发电机安装图；（3） 励磁系统原理图及设备外形尺寸图；（4） 发电机空载特性曲线；（5） 发电机稳态短路特性曲线；（6） 发电机损耗和效率曲线。卖方在技术协议生效后10

127、天内提供初步设计用的资料汽轮机（1） 买方要求的汽轮机各个工况热平衡图及修正曲线（2） 汽轮机热力系统图（3） 汽轮机外型图及剖面图(包括发电机)（4） 汽机本体安装图，包括基础负荷（正常运行及发电机短路时机组动静荷载及转动力矩图），地脚螺孔图，滑销系统图，各管道接口综合力矩及附加位移图；管道接口图；垫铁布置图；导汽管（包括支吊架）布置图；热力系统图；汽轮机各部件检修布置图；汽轮机各部件检修起吊图（包括尺寸及重量等）（5） 汽轮机辅助设备(凝汽器、本体疏水扩容器、低压加热器、轴封冷却器、油箱、冷油器、射水抽气器)外型图及接口安装图、荷载图。低压加热器、轴封冷却器、凝汽器设备阻力数据（6） 大件

128、运输重量及运输尺寸图(包括凝汽器分解运输图)（7） 滑润油系统图，调速、保安油系统图（8） 轴封系统图（9） 汽机本体疏水管路系统图（按疏水至本体疏水扩容器扩容后至凝汽器考虑）（10） 抽气管路系统图（11） 汽轮机各主要部件材料一览表(包括化学分析物理性能及热处理数据等)（12） 汽轮机大轴探伤报告（13） 参数偏离设计值时，汽轮机各种指标的修正曲线（14） 提供汽轮机电液控制系统（DEH）、汽机监测仪表(TSI)和紧急跳闸装置(ETS)资料：包括电源要求，控制原理图、逻辑图、安装接线图、盘外型图，盘内设备布置图，探头或装置的测点布置图，要求用户提供的接口，说明书、供货清单。（15） 随机供

129、应仪表、控制、保护等设备接线图纸，说明书及供货清单，包括同步器、油动机的行程指示，危急遮断器电指示、盘车控制装置等。（16） 汽轮机运行说明书（启停运行导则）及有关技术特性。（17） 汽轮机本体检测保护说明书及系统图。（18） 随机供应的热工测量、调节、保护和控制设备的供货清单（包括型号、规范、数量、安装地点等）（19） 防止汽缸漏汽和高温螺栓断裂的措施（20） 防止抽汽逆止阀故障措施（21） 汽机“热耗率背压曲线”（22） 汽轮机本体范围内电负荷清单一览表；（23） 汽轮机本体范围内压缩空气用气点及用气参数一览表（24） 厂供仪表及控制装置清单（包括名称、用途、型号、规范、数量、接线等内容）

130、（25） 高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵外型图及接口安装图、荷载图。发电机（1） 发电机安装图（2） 定子绕组出线图（3） 发电机外形尺寸图（4） 空气冷却器装配图（5） 发电机转子拆装图（6） 定子运输尺寸图（7） 转子运输尺寸图（8） 励磁系统原理图（9） 励磁系统外形图（含励磁调节屏、操作屏、功率（灭磁）屏等）（10） 有关设计数据（11） 发电机出力图（12） 励磁特性曲线（13） 机组疲劳损失报告卖方在技术协议生效后30天内提供工艺施工图用的设计资料，60天内提供全部图纸资料。汽轮机1) 汽轮机总图，包括纵剖面图（注有主要尺寸及动静间隙）、外型图；2) 汽机本体安装图，包括

131、基础负荷（动静负荷），地脚螺孔图，滑销系统图，综合力矩附加位移图。管道接口图，垫铁布置图；3) 管路系统图，包括蒸汽管路图、轴封管路图、本体疏水管路图、抽汽管路图、射水抽气管路图、凝结水管道系统图、抽汽阀控制水管路图；4) 汽机各工况热平衡图；5) 各种阀门外型图及控制图，接线原理图；6) 本体辅机外型图，包括设备接口荷载，地脚螺栓孔位置、尺寸等；7) 汽机本体润滑油系统图；8) 汽机轴封系统管路布置图；9) 需要的调节系统及保护系统和设备安装调整图及说明；10) 装有动叶片的高、低压汽轮机转子结构图（包括各级动叶片装配图）；11) 汽封装配图；12) 转子联结靠背轮装配图；13) 轴承及汽缸

132、支承台板图；14) 汽封调整器装配图；15) 配套供应的专用工具一览表；16) 便于查找零件的详细清单；17) 汽轮机汽缸及阀门、管道等保温图纸及说明；18) 汽轮机化妆板装配图；19) 汽缸压力、温度测点一览表及布置图；20) 安装时所必须的数据，向施工单位按要求提出书面清单；l 汽机对基础承力负荷分配数据l 汽缸对于转子中心位置要求l 汽缸纵横向水平要求l 汽缸内隔板间隙要求l 转子水平要求和找中心要求及转子挠度l 动叶片间隙、汽封间隙（轴向、径向）、隔板汽封间隙l 各主轴承、推力轴承安装要求及轴承室油档片间隙l 各滑动销间隙21) 汽轮机构造说明书；22) 汽轮机安装说明书；23) 汽轮

133、机运行维护说明书（包括各辅助系统）；24) 盘车装置（包括控制部分）使用说明；25) 调节系统说明书；26) 汽轮机各种保护装置试验使用说明书；27) 现场试运行要领书（包括试验和调整所必须的装置一览表）；28) 汽轮机设备性能试验要领书；29) 汽轮机启停和事故处理规程；30) 主轴承及推力轴承温升允许值及数据；31) 热控专业需要的其它资料；32) 变工况计算书及简图；33) 其他必要文件。发电机部分：1) 发电机总装图；2) 发电机安装图；3) 发电机定子绕组装配图；4) 定子绕组接线图；5) 转子装配图；6) 定子装配图；7) 励磁绕组装配图；8) 轴瓦加工图；9) 轴瓦绝缘零件图；1

134、0) 测量装置布置图；11) 空气冷却器装配图；12) 励磁机总装图；13) 励磁机安装图；14) 发电机定转子运输图；15) 励磁系统原理图；16) 发电机出力图；17) 发电机空载特性曲线；18) 发电机稳态短路特性曲线；19) 发电机损耗和效率曲线；20) 发电机说明书；21) 测点位置图；22) 端子盒接线图；23) 其他必要文件。其他辅机凝汽器1) 凝汽器外型图（包括接颈及本本部分的各接口定位）2) 组件及现场装配图3) 基础布置及负荷分配图4) 支座图及弹簧支座压缩量5) 安装、运行、维护说明书6) 装于凝汽器中的其他设备详图7) 有关计算结果包括包括各种工况下的循环水量计算，冷却

135、面积，汽空间空气漏入量8) 现场验收，装配程序及检验说明9) 凝汽器管材质报告10) 提供主凝汽器及热井的控制装置图，电气接线图和凝汽器水位接点图，保护系统图11) 设备供货项目清单12) 凝汽器严密性试验说明书低压加热器、轴封冷却器1) 设备外型图、安装图、包括各汽水侧接口定位尺寸、口径、基础支撑螺孔定位及尺寸，荷重分配数据2) 设备各接口说明3) 加热器接管端允许的推力和力矩值4) 配带的疏水阀门，安全阀、控制阀等图纸及说明、低加疏水系统图5) 设备安装运行维护说明书6) 设备供货项目清单7) 出厂检验证明书其他必要的辅机资料。卖方提供下列设计数据及检验参考资料1) 低压级动叶片的动频、静

136、频；2) 主轴瓦失稳转速值；3) 轴系稳定性计算资料；4) 核算轴承、轴承座和高压缸、低压缸有关强度、振动数据；5) 主轴承油膜的厚度和油膜压力；6) 高、低压缸隔板挠度、转子及动叶片的强度计算数据：l 由各级动叶片的离心力引起的拉伸应力及末极叶片叶根销钉的剪切应力（枞树型叶根的拉伸和挤压应力）l 叶片的蒸汽弯应力l 封口叶片及锁金的拉应力、剪应力l 动叶片根部的挤压及剪切应力l 热力计算级强度计算汇总表7) 额定工况时对于基础的动负荷分布；8) 工厂实验、检验项目结果的报告书。9)其他必要文件。第6章 监造、检验和性能验收试验6.1概述本章用于合同执行期间对卖方所提供的设备（包括对分包外购设

137、备）进行检验、监造和性能验收试验，确保卖方所提供的设备符合技术规范规定的要求。卖方在本合同生效后2个月内，向买方提供与本合同设备有关的监造、检验、性能验收试验标准。有关标准符合技术规范的规定。6.2工厂检验1. 工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。卖方须严格进行厂内各生产环节的检验和试验。卖方提供的合同设备须签发质量证明、检验记录和测试报告，并且作为交货时质量证明文件的组成部分。2. 检验的范围包括原材料和元器件的进厂，部件的加工、组装、试验及出厂试验。3. 卖方检验的结果要满足技术规范的要求，如有不符之处或达不到标准要求，卖方要采取措施处理直至满足要求，同时向买方提交不一致性报告。卖方发生

138、重大质量问题时将情况及时通知买方。6.3设备监造1. 买方自行或委托有经验的监造单位对卖方在生产的合同设备进行监造2. 重要部件的原材料在加工前由监造代表确认（文件见证）后方可投料。3. 文件见证和现场见证资料需在见证后10天内提供给买方监造代表。4. 卖方在设备投料前提供生产计划，每月第一周内将加工计划和检验试验计划书面通知监造代表。5. 买方监造代表有权查阅与监造设备有关的技术资料，卖方积极配合并提供相关资料的复印件。6. 合同设备的重要部件和专用部件未经买方允许，卖方不得擅自调换。7. 买方监造代表有权随时到车间检查设备生产质量情况。8. 卖方给买方监造代表提供办公条件及通讯、食宿方便。

139、9. 卖方在现场见证前10天以书面形式通知买方监造代表。10. 监造依据根据本合同和电力工业部、机械工业部文件电办（1995）37号大型电力设备质量监造暂行规定和驻大型电力设备制造厂总代表组工作条例的规定，以及国家有关规定。11. 监造方式文件见证、现场见证和停工待检，即R点、W点、H点。R点：卖方提供检验或试验记录或报告的项目，即文件见证。W点：买方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后卖方提供检验或试验记录，即现场见证。H点：停工待检。卖方在进行至该点时必须停工等待买方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后卖方提供检验或试验记录。买方接到质量见证通知后，及时派代表到卖方参加现场见证

140、。如果买方代表不能按期参加，W点自动转为R点，但H点没有买方书面通知同意转为R点时，卖方不得自行转入下道工序，与买方联系商定更改见证日期，如果更改时间后，买方仍未按时到达，则H点自动转为R点。每次监造内容完成后，卖方和买方监造代表均须在见证表上履行签字手续。卖方复印3份，交买方监造代表1份。12. 监造内容监造的主要项目如下表。买方可以对表中的项目增加或对监造方式调整，卖方必须无条件接受。1) 汽轮机本体序号零部件名称试验项目监造方式备注HWR1汽轮机转子材质化学成份及机械性能试验无损探伤试验报告热稳定试验由转子毛坯锻造厂质保超速试验现场完成热处理记录脆性转变温度试验由转子毛坯锻造厂质保中心孔

141、检查及探伤残余应力试验总装及尺寸检查2动叶片材料试验包括化学成份及机械性能试验磁粉探伤检查300mm以上叶片静频率测试末级、次末级叶片动频率测试成熟叶片不做此项试验焊接司太立合金片或进行硬化处理部位的质量检查热处理后的硬度试验接筋、围带焊接部位的检查围带及铆钉头外观检查型线部分及叶根加工精度检查3静叶片材料试验包括化学成份及机械性能试验4隔板材料试验包括化学成份及机械性能试验无损探伤试验报告尺寸检查包括静叶片出口测量5汽缸及喷嘴室材料试验包括化学成份及机械性能试验无损探伤试验报告热处理记录补焊区探伤检查尺寸检查汽缸水压试验喷咀室叶片通道面积喷咀室内清洁度检验6低压汽缸裂纹检查7阀门（包括主汽门

142、、主汽调节门）材料试验包括化学成份及机械性能试验无损探伤试验报告补焊区探伤检查装配记录阀壳水压试验阀芯严密性检查8高温螺栓材料试验包括化学成份及机械性能试验硬度试验9联轴器外圆及止口的端面与径向跳动量10轴承座(前、中、后)清洁度检查渗漏试验11汽轮机总装静止部分的找中心、校水平滑稍系统的校正与配制通流部分的间隙转子晃度测量（跳动）轴瓦乌金表面检查及球面接触检查汽缸中分面间隙测量盘车检查2) 汽轮机主要部套及辅助设备序号零部件名称试验项目监造方式备注HWR1主油泵性能确认试验现场完成5调速装置性能确认试验包括调节系统部件6危急保安器性能确认试验7主汽阀性能确认试验现场完成8调节阀性能确认试验现

143、场完成9抽汽逆止阀性能确认试验现场完成10附加调速器性能确认试验无11初压调整器性能确认试验无12轴向位移保护性能确认试验现场完成13各种压力开关性能确认试验现场完成14油系统清洁度检查(油管路、油箱、冷油器)油箱喷丸、油漆检查油箱渗漏试验冷油器水压试验3) 凝汽器及低压加热器序号零部件名称试验项目监造方式备注HWR1凝汽器管子材料试验壳体灌水试验现场进行水室水压试验现场进行管板边角、外观及尺寸检查支撑边角、外观及尺寸检查2低压加热器管子材料试验、水压试验壳体材料试验、水压试验6.4性能验收试验1. 性能验收试验的目的为了检验合同设备的所有性能是否符合技术规范的要求。测试单位为买方指定的省级及

144、以上测试单位。2. 性能验收试验的地点由合同确定，一般为买方现场。3. 性能试验的时间：见商务条款。4. 性能验收试验由买方主持，卖方参加。试验大纲由买方提供，与卖方讨论后确定。如试验在现场进行，卖方按要求进行配合；如个别部套件试验在工厂进行，试验所需的人力和物力等费用由卖方提供。5. 性能验收试验的内容1) 调速装置热态性能动作试验；2) 安全监测保护装置的性能试验；3) 汽轮机启动和停止试验；4) 机组带负荷和甩负荷试验；5) 机组轴系振动的测定6) 机组噪声的测定7) 机组热力性能试验，包括机组铭牌功率、最大连续出力、净热耗值、VWO工况进汽量的测定8) 为顺利进行这些试验，卖方分担下列

145、准备事项：（1）在机组供货范围内的设备上，提供试验所需的全部测点。（2）对所使用的试验方法、测试仪器提出建议。6. 性能验收试验的标准和方法1) 机组热力性能验收试验按ASME PTC6-1996进行。2) 噪声的测量按IBC1063进行。3) 其它性能验收试验采用相应标准执行。7. 性能验收试验所需的属于卖方供货范围内的测点、一次元件和就地仪表的装设由卖方负责，并符合有关规程、规范、标准的规定及经买方确认。卖方须提供试验所需的技术配合和人员配合。8. 性能验收试验结果的确认性能验收试验报告由测试单位编写。报告结论买卖双方均承认。进行性能验收试验时，一方接到另一方试验通知而不派人参加试验，则被

146、视为对验收试验结果的同意。第7章 技术服务及其它7.1设计联络会、安装调试及技术服务要求（1）为协调垃圾焚烧发电厂的设计，召开设计联络会 4 次，卖方须派专业技术人员参加，设计联络会召开的时间随设计进度由买方决定。（2）卖方负责所供设备的安装及调试的技术服务工作，直至验收合格交付使用。1）卖方现场技术服务卖方现场服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。在汽机安装阶段，业主提前一周通知，卖方当按照现场安装进度，派出有经验人员，满足现场安装指导要求。卖方要派合格的现场服务人员。在签协议阶段提供包括服务人月数的现场服务计划表。表7.1-1现场服务计划表序号技术服务内容计划人月数派出人员构成备注职称

147、人数1汽轮机本体安装调试人月工程师1现场派人2调节、保安、监测系统调试人月工程师1根据需要3辅机汽水系统安装调试人月工程师1根据需要4性能试验人月工程师1根据需要5励磁调节器调试0.5工程师1根据需要6安装服务2工程师12根据需要2）卖方现场服务人员的职责卖方现场服务人员的任务主要包括催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、指导安装和调试、参加试运和性能验收试验。在安装和调试前，卖方技术人员向需方技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序（见下表），卖方技术人员要对施工情况进行确认和签证，否则需方不能进行下一道工序。经卖方确认和签证的工序如因卖方技术服务人员错误而发生问题，卖方负全

148、部责任。卖方现场服务人员有全权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题，卖方现场服务人员要在需方规定的时间内处理解决。如卖方委托需方进行处理，卖方现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任。3）卖方提供的安装、调试重要工序表序号工序名称工序主要内容备注1开箱清点验收清点所供设备并记录2汽机台板就位基础垫铁布置找正找平3汽缸组合、前箱就位高中低压缸组合保证要求4汽缸上台板就位汽缸中心找正找平5轴承就位、转子找中心按要求找正转子中心、通过调整轴瓦和前箱6汽缸定位复查汽缸水平、转子中心，消除垫铁台板间隙7汽缸内部套找中心隔板套、内缸、汽缸等中心8测量通流间隙测量转子与隔板、内缸、汽缸等部

149、件间隙9复测转子中心复测转子中心，并对转子中心精调10扣大盖清理内部套，按要求扣汽机大盖11管道安装按要求联接外部各油管路12调节保安系统安装按要求安装前箱等内部管道13扣轴承箱盖，油循环清洗后油质达到要求14调节保安系统静态试验调节好各部套达到试验要求15试运行做各项试验并达到要求16交商业运行17发电机穿转子穿转子前的定、转子检查工具准备试用穿转子前技术交底18AVR调试AVR现场安装、调试调试现场交底（3）在合同生效后的 10 天内，卖方向买方提供一份详尽的工作进度表，该进度表中有：交货时间、安装和调试的技术服务计划时间表，对买方人员的培训计划等。7.2包装、标志、运输包装1、卖方所供设

150、备，除特殊部件外（如管件等），均遵照国家标准和有关包装的技术条件进行，或按最好的商业惯例，坚固的箱子包装。并根据不同货物的特性和要求，采取措施，对设备进行妥善的油漆或其他有效的防腐处理，以适应远途运输条件和大量的吊装、卸装以及长期露天堆放的需要，从而防止雨雪、受潮、生锈、腐蚀、受震以及机械和化学引起的损坏。做到从交货日起12月内设备完整无损。2、卖方所供技术文件妥善地包装，能承受运输和多次搬运，并防止潮气和雨水的浸蚀。每个技术文件邮包装有详细目录清单。3、为防止设备器材被窃或受腐蚀损坏，如未征得需方同意，不采用敞开的板条箱和类似包装。标志设备标志（1） 汽轮机、辅机、发电机都有固定铭牌、铭牌应

151、不易损坏。标志应醒目、整齐、美观。（2） 汽轮机的重要阀门、调节保安套等均有表示其行程、转角、操作方法等明显易辩的标志。（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。包装标志（1） 卖方供给的设备（无论装在箱内或成捆的散件）的包装，都贴有标明合同号，主要设备名称，部件名称和组装图上的部件装置号的检签，备器配件和专用还标明“备品配件”和“工具”字样。（2） 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，装运标志，目的地，收货人代码，设备名称和项目号，箱号（箱的序号/设备总件数），毛/净重，外形尺寸，长宽高。按照设备各持性和不同的运输及装卸要

152、求，在箱上明显位置标上“小心”、“向上”、“防潮”、“勿倒”等通用标志。包装箱上连续编号，而且在全部装运的过程中，装箱编号的顺序始终是连贯的。7.3运输（1） 经由铁路运输的部件，其尺寸不超过国家对非标准外形体的规定，当部件经由除铁路外的其它方式运输时，其重要和体积的限值，应遵守有关运输单位的规定。（2） 每批设备发出后，卖方应用电报、传真或航空快件通知需方。通知中应指明设备名称、件数、件号、重量、合同号、货运单号、设备发出日期。超重件，卖方在发货前不迟于30天将发货大概日期通知需方。7.4培训（1） 为使合同设备能正常安装和运行，卖方有责任提供相应的技术培训。培训人员重点为汽机运行、检修和热

153、控专业，培训内容应与工程进度相一致。培训费用应在分项报价表中详列并计入总价。（2） 培训计划和内容由卖方在技术协议中列出。卖方进行培训的工程师的服务不得少于30人日。培训内容至少包括汽轮机本体结构，汽轮机辅机系统，汽轮机调节保安系统。序号培训内容计划人月数培训教师构成地点职称人数1汽轮机原理工程师1本公司2汽轮机调节系统工程师1本公司3汽轮机辅机系统工程师1本公司4发电机结构、性能、安装、使用、维护介绍工程师1本公司5安装、调试培训工程师1本公司6AVR调试工程师1本公司（3） 培训的时间、人数、地点等具体内容由供需双方商定。7.5售后服务的要求（1）从双方在安装调试验收合格签字之日起对卖方供应的设备及附件免费保修一年，保修期内设备零部件有损坏的，自零部件更换并试运合格之日起，再对该零部件保修一年。（2）卖方在国内有该设备的零备件，在接到用户故障信息后，卖方须在24小时之内作出有效反并根据具体情况派人在48小时之内派出人员到达现场。（3）在保修期外，卖方须以技术协议中约定的价格向买方提供零部件及零配件，并须在收到买方的订单后一个半月内交货。以下为盖章区买方：法人：买方代表：联系电话：签订日期： 年 月 日卖方：法人：卖方代表：联系电话：签订日期： 年 月 日