综合利用项目供热中心汽轮机技术规范书

'综合利用项目供热中心汽轮机技术规范书1总则1.1本招标文件适用于青海盐湖集团综合利用项目二期供热中心3台30MW背压式汽轮发电机及其附属设备，1台15MW背压式汽轮发电机及其附属设备（含汽轮机控制系统DEH、汽轮机安全监测系统TSI、汽轮机紧急跳闸系统ETS等），包括对汽轮机及其附属设备的性能和结构设计、制造、检验、包装、运输、安装和试验(调试)指导、验收和服务等方面的技术要求。1.2本招标文件提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准、规程和规范的条文，供方应保证提供符合本技术规范和有关中国国家GB系列、电力行业DL系列和其它行业最新工业标准要求的优质设计及产品；同时必须满足中国国家有关安全、环保等强制性法规、标准的要求。如果供方提供符合达到相当或高于上述有关标准的其它公认的国际标准的设备或材料也可以接受。供方在技术协议文件中应详细列出包括设计、制造、检验、包装、运输、安装和试验（调试）指导、验收、设备及配套附件、连接件、材料等所采用的标准、规程和规范名称供业主审查确认。但不能免除供方在保证单个设备和整个系统正常运行、性能符合本技术规范要求方面应承担的责任。1.3供方如对本技术规范中的技术条款有异议，应以书面形式明确提出，在征得需方或需方代表同意后，方可对有关条文进行修改。如需方或需方代表不同意修改，则仍以需方或需方代表意见为准。1.4在签订合同之后到供方开始制造之日的这段时间内，需方有权提出因标准、规程和规范发生变化而产生的一些补充和修改要求，供方应执行这个要求。具体内容由需方、供方双方共同商定。1.5本技术协议所使用的标准如与供方和配套方所执行的标准水平不一致时，按较高标准执行。1.6只有需方有权修改技术协议。合同谈判将以本技术协议为蓝本，作为合同的一个附件，并与合同文件有相同的法律效力。双方共同签署的会议纪要、补充文件等也与合同文件有相同的法律效力。1.7合同签订后1个星期，供方提供满足初步设计所需的图纸资料。合同签订一个月后，供方和配套方应按照需方的时间、内容深度要求提供所需要的设计、施工文件以及设备资料等，并按照工程进度要求随时修正。2工程概况和设备使用条件2.1工程概况：青海盐湖工业集团有限公司位于中国最大的干涸内陆盐湖—— 察尔汗盐湖，在青海省格尔木市。青海100万吨钾肥项目总投资25.8586亿元，100万吨钾肥综合利用项目（以下简称综合利用项目）一期工程供热中心工程装机容量为100MW，配备2台50MW抽凝式汽轮发电机组，相应配备3台250t/hCFB锅炉。供热中心作为综合利用项目二期工程的配套工程，主要来满足综合利用项目二期工程的用汽要求，同时承担综合利用项目二期工程的部分电负荷。根据工程汽、电用量的要求，以热定电，同时考虑与综合利用项目一期供热中心的蒸汽相互调节，本工程安装建设3台30MW背压式汽轮发电机组和1台15MW背压式汽轮发电机组，配备4台480t/hCFB锅炉，其中一台为备用。2.2环境条件2.2.1气象条件多年平均气压：735.2mbar（注：以Pa（a）表示的为绝对压力；以Pa（g）表示的为表压力）多年平均气温：5.2℃多年平均最高气温：6.2℃多年平均最低气温：4.2℃多年极端最高气温：33.5℃多年极端最低气温：-29.7℃年平均相对湿度：26%年平均降水量：24.0mm多年年最大降水量：66.6mm多年年最小降水量：11.0mm多年日最大降水量：15.1mm地表以上10m处最大风速：35m/s多年平均风速：4.3m/s主导风向：西南（SW）土壤最大冻结深度：0.88m年平均最大降雪量：2.7mm年平均蒸发量：3495.9mm历年最大积雪深度：1cm2.2.2工程地质：地震基本烈度为7度厂区地质条件：场地地质条件为粉质粘土层，其下土层为淤泥质粉质粘土夹粉土、粉砂及粉细砂。地基土承载能力约为100～220Kn/m2,工程地质相对稳定，工程性能良好。2.3设备使用条件2.3.1机组运行方式：复合滑压运行或定压运行2.3.2负荷性质：以热定电，保证工业用汽2.3.3机组布置方式：室内纵向布置2.3.4机组安装检修条件：机组运转层标高8m2.3.5周波变化范围：48.5～50.5Hz2.3.6安装检修条件：最大起吊高度8.55m（汽轮机运转层到行车大钩高度）2.3.7机组年运行模式：机组年利用小时7000小时，机组年运行小时数为8000小时。2.3.8厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.588～0.785MPa，最高温度50℃。2.3.9 电源：交流电源供电电压：6kV,380/220V；直流电源供电电压：220V（动力），110V（控制）。2.3.10回热系统:本工程按4×480t/h炉+3×B30MW+1×15MW建设，正常运行三台480t/h锅炉，其中一台备用。全厂热力系统设置三台低压除氧器、四台高压除氧器，加热蒸汽由汽机排汽供给，高压除氧器工作压力为0.588MPa，低压除氧器工作压力为0.12MPa，给水出口温度分别为158℃，104℃，低压除氧器补水温度为15℃。锅炉排污损失按3%考虑。30MW背压机每台机设两台高压加热器，用于将给水温度加热到215℃。因此，供方所供汽轮机数据应按全厂热力平衡计算。2.4主要技术规范2.4.130MW背压式汽轮机2.4.1.1额定出力（发电机出线端）30MW；最大出力35MW2.4.1.2机组台数：3台2.4.1.3额定参数主汽门前蒸汽压力：8.83MPa(a)主汽门前温度：535℃正常排汽压力：1.275MPa(a)正常排汽温度：306℃额定进汽量t/h最大进汽量t/h额定转速：3000r/min回热抽汽级数：2汽耗kg/kwh内效率%3台30MW背压式汽轮机额定对外排汽量(扣除高、低压除氧器加热蒸汽、高加蒸汽后)共约为:550t/h旋转方向：从汽机端向发电机端看为顺时针2.4.215MW背压式汽轮发电机2.4.2.1额定出力（发电机出线端）：15MW；最大出力MW2.4.2.2机组台数：1台主汽门前蒸汽压力：8.83MPa(a)主汽门前温度：535℃正常排汽压力：4.12MPa(a)正常排汽温度：450℃额定进汽量t/h最大进汽量t/h额定转速：3000r/min回热抽汽级数：无汽耗kg/kwh内效率%旋转方向：从汽机端向发电机端看为顺时针 15MW背压式汽轮机额定对外排汽量约为:306t/h3汽轮机的技术要求3.1汽轮机本体设备性能要求3.1.1铭牌工况(TRL)：汽轮发电机组能在下列条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出铭牌功率30MW和15MW，此工况称为铭牌工况（TRL），此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况：3.1.1.1额定的主蒸汽参数3.1.1.2排汽参数为额定值3.1.1.3回热系统正常运行，不带厂用辅助蒸汽3.1.1.4空气冷却器进水温度33℃,进水压力0.55MPa3.1.1.5发电机效率97.8%,发电机额定功率因数为0.85。3.1.1.6汽轮机在30％额定负荷至最大负荷范围内能稳定运行。在上述条件下，汽轮机的进汽量称为保证进汽量。供方应保证机组在寿命期内任何时间都能安全连续地发出铭牌功率。3.1.2汽轮机最大连续出力工况(T-MCR)：汽轮发电机组在以下条件运行时，供方应保证机组在寿命期内任何时间都能安全连续地发出最大连续功率。3.1.2.1额定的主蒸汽参数，汽机进汽量为保证进汽量3.1.2.2空气冷却器进水温度33℃,进水压力0.55MPa3.1.2.3发电机效率97.8%,发电机额定功率因数为0.85；供方应提供机组的最大连续功率值MW。3.1.3调节阀全开工况（VWO）：汽轮发电机组在以下条件运行时，输出功率为阀门全开功率。3.1.3.1阀门全开(VWO)时，汽机进汽量为最大进汽量，投标人应保证此进汽量至少比保证进汽量大3%3.1.3.2额定的主蒸汽参数3.1.3.3背压：3.1.3.5最终给水温度3.1.3.6回热系统正常运行，不带厂用辅助蒸汽3.1.3.7空气冷却器进水温度33℃,进水压力0.55MPa3.1.3.8发电机效率97.8%,发电机额定功率因数为0.85。3.1.4热耗率验收工况（THA）：汽轮发电机组在热耗率验收工况下，发出铭牌功率时的热耗值为保证热耗。其运行条件如下：3.1.4.1额定的主蒸汽参数 3.1.4.2背压：3.1.4.7额定给水温度3.1.4.8回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽3.1.4.9空气冷却器进水温度33℃,进水压力0.55MPa3.1.4.10发电机效率97.8%,发电机额定功率因数为0.85。投标人应提供保证热耗值(误差为0%)，为kJ/kW·ｈ。汽轮发电机组的净热耗试验应按照ASMEPTC6.1进行。3.1.5在汽轮机组背压为额定值，全部高加停用时，机组应能发出铭牌功率。3.1.6锅炉在保证汽机进口蒸汽参数为额定值的条件下，生产足够的蒸汽量，与汽轮机阀门全开工况（VWO）时的流量相匹配。这个蒸汽流量称为锅炉的最大连续蒸发量（B-MCR）。3.1.7背压机典型工况：工况一、额定运行工况，汽机进汽t/h，主蒸汽、排汽参数满足要求。（考核工况）工况二、额定功率工况，功率分别为30000KW和15000KW，此时进汽量通过计算确定工况三、汽机最小功率工况，汽机最小排汽量。工况四、最大功率工况，汽机可能达到的最大功率工况（考核工况）3.1.8发电机的额定容量与汽轮机在机组热耗率验收工况（THA）时的出力相匹配；发电机的最大连续输出容量与汽轮机的最大连续出力相匹配。其冷却介质温度应与汽轮机相应工况下的冷却水温度相一致。3.1.9汽轮机大修周期大于4年，小修周期1年。机组半年试生产后，年利用小时数应不少于7000h，年可运行小时数应不少于8000小时，年强迫停机率应小于2％。3.1.10汽轮发电机组轴系的固有扭振频率应处于工频和倍频的±10%之外。3.1.11汽轮机还应能承受下列可能出现的运行工况：3.1.11.1汽轮机甩负荷后，允许空负荷运行时间应不少于15分钟。3.1.11.2汽轮机轴系应能承受发电机出口母线突然发生两相或三相短路或单相重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。3.1.11.3能够满足突然离网作为孤立电厂运行所需的条件。3.1.11.4汽轮机应能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间至少应能满足汽轮机起动后发电机试验的需要。3.1.11.5汽轮机应允许在制造厂提供的最低功率至额定功率之间带调峰负荷。3.1.11.6供方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，应有明确的规定。3.1.12 汽轮机的设计寿命（不包括易损件）不低于30年，在其寿命期内应能承受各种运行工况，总的寿命消耗应不超过75%。汽轮机在其试运行半年后的第一年内，应能保证无故障连续年运行小时数不低于7500h，投运第二年开始≮8000h（非汽机故障原因除外）。在其寿命期内应能承受下列工况。冷态起动停机72h以上（金属温度已下降至约为TMCR的40%以下）100次温态起动停机72h以内（金属温度已下降至约为TMCR的40%至80%之间）700次热态起动停机10h以内（金属温度已下降至约为TMCR的80%以上）3000次极热态起动停机1h以内（金属温度仍接近TMCR）150次负荷阶跃≥10%额定负荷12000次供方应给出在各种运行方式下，机组寿命消耗的分配数据及甩不同负荷时的寿命消耗曲线。以保证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。3.1.13汽轮机易损件的使用寿命，应在供货条件中予以规定，工作温度高于450℃的紧固件，应考虑其松弛性能。3.1.14机组的允许负荷变化率应为：50～100%T-MCR不小于5%/min30～50%T-MCR不小于3%/min30%以下不小于2%/min负荷阶跃10%3.1.15机组能在48.5～50.5Hz的频率范围内连续稳定运行。根据系统运行要求，机组的频率特性还应满足下表要求。频率（Hz）允许时间每次（sec）累计（min）51.0～51.5>30>3050.5～51.0>180>18048.5～50.5连续运行48.0～48.5>300>30047.5～48.0>60>6047.0～47.5>20>1046.5～47.0>5>23.1.16供方应提供汽轮机运行中，主蒸汽参数偏离额定值的允许变化范围和允许连续运行时间。但不低于下表范围。参数名称限制值主压蒸力任何12个月周期内的平均压力≤1.00Po 汽保持所述年平均压力下允许偏离值≤1.05Po例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间<12小时≤1.20Po主蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度≤1.00t保持所述平均温度下允许连续允许的温度≤t+8℃例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间<400小时≤t+（8～14）℃例外情况下允许偏离值，每次≤15分钟，但12个月周期内积累时间≤80小时≤t+（14～28）℃不允许值>t+28℃表中：（1）Po为主蒸汽额定压力；（2）t为主蒸汽额定温度。3.1.17汽轮机运行中，主蒸汽偏离额定值的允许范围和允许连续运行时间见下表1-6，满足IEC标准要求。表1主汽压力时间年平均≤105%额定压力：在保持平均≤105%额定压力的情况下，允许≤106%额定压力在12个月运行期内表2主汽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℃在12个月运行期内表3非正常工况下：主汽压力时间105%额定压力≤P≤120%额定压力在12个月的运行期内累积小于12小时120%额定温度+28℃不允许3.1.18供方应分别给出机组在启动和正常运行时，主蒸汽温度之间的允许偏差值。3.1.19汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应与工作转速至少避开±15%。轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速和进行超速试验转速，供方应提供轴系各临界转速值。3.1.20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，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直、横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的垂直、横向双振幅振动值应不大于0.075mm。转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值应不大于0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。3.1.21当汽轮机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组转速不能超过危急保安器的转速，应能自动降至同步转速，维持转速稳定，并带厂用电。调节装置性能：调节装置总的速度不等率应为3—5%，局部速度不等率在0至0.9最大连续功率范围内为3—8%；在0.9最大连续功率以上范围应不大于12%，在此范围的平均局部速度不等率应不大于10%；额定转速下调节器的死区应小于0.06%。对于喷嘴调节汽轮机，在90～100%MCR负荷范围内由任意调节门控制时，其平均不等率应不大于总不等率的3倍。3.1.22当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，至少具有3分钟无蒸汽运行能力，而不致引起设备上的任何损坏。超速实试验时，汽轮机应能在112%额定转速下作短期空负荷运行，这时任何部件都不应超应力，各轴系振动也不应超过允许值。3.1.23供方应提供汽轮机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，从额定负荷到与锅炉最低负荷相配合的滑压和定压运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。曲线中至少应包括主蒸汽的压力、温度、流量、转速、负荷变化等。3.1.24供方还应提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。3.1.25汽轮机热耗率及汽耗率3.1.25.1组净热耗率及汽耗率应按各工况提供资料。(应附有热平衡图)3.1.25.2供方按3.1.25.3节说明的标准计算汽轮发电机组的净热耗（不计入任何正偏差值），并附含有详细数据（流量、功率、压降、端差、温升、焓增等）的热平衡图、校正曲线及有关说明。还应提供进行热耗测定、计算和校正需要的有关标准、规程及规定等。3.1.25.3机组热耗实验标准采用ASMEPTC6-1996，测定热耗值的仪表及精度，由供方提供意见，经需方认可。3.1.26汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数，应在设计文件上注明，并说明所对应的异常工况。3.1.27高压加热器不属于主机配套设备，但供方在热平衡计算时，应提出各种运行工况下各高压加热器端差和参数。3.1.28VWO工况应作为汽轮发电机及辅助设备，回热系统等设计选择的基础。3.1.29 汽轮机制造厂应对汽轮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。3.1.30距汽轮机化妆板外1米，汽机转运层1.2米高处所测得的噪声值应低于85分贝（A声级），对于其它辅助设备应不大于85分贝（A声级）。3.1.31机组寿命3.1.32.1机组保证使用寿命应不少于30年。3.1.32.2机组在其保证使用寿命期内，应能在额定负荷和1.05倍额定电压下运行，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，而且还能承受非同期误并列的冲击。3.1.33机组应能以定—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，滑压运行的范围应为锅炉最大连续出力的30～90%；定压运行的范围为0～30%和90～100%。供方应提供滑参数曲线。3.1.34机组从冲转至带满负荷应满足下列要求：冷态启动：≤3小时温态启动：≤2小时热态启动：≤1小时3.1.35汽轮机各主要阀门紧急关闭时间如下：主汽门<1秒主汽调节阀≤1秒各抽汽阀<1秒3.2汽轮机本体结构设计要求3.2.1一般要求3.2.1.1汽轮机及所有附属设备应是成熟的、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。3.2.1.2汽轮机滑销系统应保证长期运行灵活，并能在运行中注入润滑剂。3.2.1.3汽轮机设计应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ASME标准执行。3.2.1.4供方应对所有连接到汽缸上的管道，提出作用力和力矩的范围要求。在管道设计不能满足要求的情况下，应和设计院共同协商解决。3.2.1.5供方应提供起动时防止高压缸过热的措施。3.2.1.6供方应提供：除回热抽汽用汽外，另能供给厂用蒸汽的参数和数量。3.2.1.7背压排汽管道上应装设安全阀以保证机组的安全。 另外抽汽管道上应安装两道门。3.2.1.8工作温度高于450℃的紧固件，应考虑其松弛性能。3.2.2汽轮机转子及叶片3.2.2.1汽轮机转子应彻底消除残余应力。3.2.2.2汽轮机设计应允许不揭缸进行转子动平衡。3.2.2.3转子的临界转速应符合3.1.19的要求。3.2.2.4供方应提供转子的脆性转变温度的数值，并解释取得该数值的依据。供方应力争降低转子的脆性转变温度，至少使其不影响机组起动的灵活性。3.2.2.5转子相对推力瓦的位置应设标记，以便容易地确定转子位置。3.2.2.6叶片应采用成熟的设计产品，保证运行中的各项性能指标。叶片在允许的周波变化范围内不得产生共振，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。3.2.2.7低压末级及次末级叶片应具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机应设有足够的除湿用的疏水口。3.2.2.8如采用司太莱合金，应有防止叶片司太莱合金脱落和消除函件热应力的措施。3.2.2.9用于把叶根紧固在轮缘上的销子应有导向孔，供拆卸时钻孔之用。3.2.2.10应使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。3.2.2.11应说明转子及叶片材料，提供转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。3.2.2.12汽轮机转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度为轴承的振动速度小于1.2mm/s。3.2.2.13汽轮机转子厂内超速试验按120%的额定转速进行,延续时间为2分钟。3.2.2.14片组应具有防止围带断裂的措施。3.2.3汽缸3.2.3.1汽缸的设计应能使汽轮机在起动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形量小，能始终保持正确的同心度。3.2.3.2高压缸进汽部分及喷嘴室设计应适当加强，以确保运行稳定。振动小。3.2.3.3提供低压缸喷水减温系统中全部设备。3.2.3.4提供保护整个汽轮机用的排汽隔膜阀（供二片备用薄膜）及紧急跳闸装置。3.2.3.5提供汽缸法兰螺栓的扳手及电加热装置，包括所有附件和控制设备。3.2.3.6提供揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施。3.2.3.7汽缸上的压力、温度测点必须齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。下半缸体的测温元件应采用铠装热电偶，长度大于5m，以便安装维护。3.2.3.8汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和推让间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。后汽封采用蜂窝汽封。 3.2.3.9汽缸铸件应彻底消除残余内应力，保证汽缸结合面严密不漏气。3.2.3.10供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。3.2.4轴承及轴承座3.2.4.1汽轮发电机组各轴承的型式应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。供方须提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。3.2.4.2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。3.2.4.3主轴承应是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整，同时应是自对中心型的。3.2.4.4任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65℃，轴承回油管上应有观察孔及温度计插座。监视油流的照明装置应用防爆型的，电压不超过12V。在油温测点及油流监视装置之前，不得有来自其他轴承的混合油流。3.2.4.5测量轴承金属温度应使用埋入式双支测温元件，并将该测温元件的接线引至汽机本体接线盒。测温元件应具有良好的抗震性能。各轴承设计金属温度应不超过90℃，但乌金材料应允许在110℃以下长期运行。3.2.4.6推力轴承应能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。供方提供显示该轴承金属磨损量和每块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，应设有一个永久性基准点，以测量大轴的位置。3.2.4.7轴承座上应设置测量大轴弯曲，轴向位移、膨胀和胀差的监测装置。3.2.4.8在轴承座的适当位置上，应装设测量轴X-Y两个方向的相对振动及轴承座的绝对振动的装置。发电机轴振动测量的一次元件、传感器等由汽轮机厂家供货，发电机厂预留安装位置，并与汽轮机厂家协调配合。测振仪采用本特利3500系列，包括探头、变换器及保护箱、二次设备及通讯模块，并具备与旋转设备振动分析管理系统联网的软硬件环境。3.2.5主汽门、调速汽门3.2.5.1主汽门应严密不漏，能承受在主蒸汽管道上做1.5倍设计压力的水压试验。3.2.5.2主汽门、调速汽门等与外界接口的材质应能适应与其相连接管道的焊接要求。其接口材质及口径与设计院管道一致，若材质或接口尺寸与外部连接管道不匹配，供方配供与管道材质相同的过渡段（该过渡段由供方焊接并完成热处理，坡口处理等工作以保证电厂现场同材质、同口径、同壁厚焊接）。3.2.5.3主汽门、调速汽门应能在汽机运行中进行遥控顺序试验。还应具备检修后能够进行单个开闭试验的性能。 3.2.5.4提供主汽门在起动吹管时及水压试验时用的临时堵板、阀座和靶板。3.2.5.5提供主汽门使用的临时性和永久性的蒸汽滤网。3.2.5.6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。3.2.5.7机组起停时，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，应设置金属温度测点。3.2.5.8机组应设置停机后为使汽缸强迫通风冷却用的管座、接头和阀门。3.2.6汽轮机控制用抗燃油系统3.2.6.1抗燃油系统应包括油箱、两台100%容量的交流供油泵，两台100%容量的冷油器，切换阀，抗燃油再生装置，加热器，油温调节装置和滤网等。3.2.6.2抗燃油液压系统各部件应采用不锈钢管和不锈钢配件。3.2.6.3当两台高压供油泵瞬间失去电源时（小于5S），可不使汽机跳闸。当运行泵发生故障或油压低时，备用泵应能自动起动。供方提供低油压开关及自动停机开关。3.2.6.4提供250%容量的抗燃油（其中150%备用）。3.2.6.5油温调节装置应包括一次元件及控制设备。3.2.6.6抗燃油冷却器的冷却水采用开式循环冷却水，设计冷却水温度最高为33℃。3.2.6.7抗燃油系统由供方设计并成套供应。3.2.7汽轮机润滑油系统3.2.7.1油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在起动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承的用油量。3.2.7.2润滑油系统包括主油箱、主油泵、辅助油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、润滑油净化装置，3台50%的容量的冷油器、管道、仪表、满足汽轮发电机组轴承的用油量及所需全部附件（例如回油管上的窥视孔、温度计插座和进油管上的活动滤网等）。油箱上应设有人孔门、就地液位指示仪及就地磁翻板液位计、二线制远传液位变送器、油位报警开关、油温开关等，并提供润滑油系统现场成套控制柜。3.2.7.3油箱容量应满足当厂用交流电失电,且冷油器断冷却水的情况下停机时，仍能保证机组安全惰走。此时，润滑油箱中的油温不应超过80℃，并保证安全的循环倍率。油箱的设计尚应满足油系统失火时尽快放油的要求。3.2.7.4主油箱上应设置两台全容量的交流电动机驱动的抽油烟机和除雾器。电加热器加热温度到40℃。供方提供电加热器及温控设备。3.2.7.5汽轮机油系统所用管道及附件应是强度足够的厚壁管，至少应按两倍以上的工作压力进行设计,并且最低承压不低于2.5MPa进行设计。 尽量减少法兰及管接头连接，若必须采用法兰连接，则应采用对焊法兰，且法兰的公称压力应比对应的管道高一等级。整个油系统中的设备、部件、管道、附件均采用不锈钢材料。对靠近蒸汽管道的油管道有防止可能的漏油滴在蒸汽管道上的措施。3.2.7.6所有润滑油系统的泵组应设计成能满足自动起动、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起动试验阀门。3.2.7.73台冷油器，均按50％的最大负荷设计。最大负荷指汽轮发电机组在设计冷却水流量和最高冷却水温、水侧清洁系数为0.85、管子堵塞5%的情况，称为最大负荷。冷油器的设计和管道布置方式应允许在两台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或更换。冷油器的油侧和水侧均带温度计和压力表。3.2.7.8凡有可能聚集有气体的腔室，如轴承箱、回油母管等，应有排放油气的设施。3.2.7.9应从汽轮机结构和系统设计上，防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。3.2.7.10油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管道等，应彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污杂质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。油系统所配用的设备包括管道、附件、表计等均由供方配套提供。3.2.7.11供方应提供油系统清洁度的标准，阐述在安装和运行中如何保证油系统清洁的主要技术措施。3.2.8盘车装置3.2.8.1应是自动啮合型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速由供方确定。3.2.8.2盘车装置的设计应能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。3.2.8.3提供一套压力开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车，盘车装置运行中供油中断或油压降低到不安全值时，能发出报警，并能自动停止运行。3.2.8.4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。3.2.8.5盘车控制装置由汽机厂成套供货，控制设备采用PLC。该装置除能在就地对盘车进行启停外，还应留有与DCS的接口，使运行人员在控制室对盘车进行控制和监视。3.2.9轴封供汽系统3.2.9.1轴封供汽系统应是自动调节的，并有防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，轴封系统的汽源应满足机组冷热态起动和停机的需要。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等。3.2.9.2轴封蒸汽进口处应设有永久性滤网。3.2.9.3轴封用汽可来源于抽汽、厂内辅助蒸汽及主蒸汽。3.2.9.4轴封系统上应配置成熟可靠的调压、调温装置，以满足向各轴封的供汽参数要求。3.2.9.5设置一台100%容量的轴封蒸汽冷却器。设置两台100%容量的电动排气风机，用以排出轴封蒸汽冷却器内的不凝结气体。两台风机应能满足一台运行，一台检修的要求。 3.2.9.6轴封用汽系统应包括轴封汽源用的电动隔绝阀、减压阀、旁路阀、泄压阀和其他阀门以及滤网、仪表、减温装置等有关附属设备3.2.9.7提供接至集控室仪表和控制器的所有测量用的传感器、开关和其他装置。3.2.9.8供方应提供所采用轴封用汽系统图和系统说明书。3.2.10汽轮机疏水和排汽系统3.2.10.1疏水系统的设计应遵守ASMETDP-1，能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还应使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。公称压力大于等于4.0MPa的疏水管道上应设两道串联的阀门。3.2.10.2排汽系统应能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。3.2.10.3疏水和排汽系统能实现自动控制，供方应提供电动或气动装置及仪表。3.2.10.4在失去电源或仪用压缩空气气源时，所有疏水阀应能自动打开。3.2.10.5系统应包括但不限于下列各项：a）收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。b）汽轮机主汽门上、下阀座的疏水。c）汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。d）各抽汽管道上逆止阀的疏水。e）排汽装置阀门和排水阀门的漏汽。f）管道低位点疏水g）主蒸汽及抽汽管道的疏水h）高压加热器正常疏水及事故疏水3.2.10.6供方应提供汽轮机疏水、排汽系统图。3.2.10.7汽轮机应提供外置式疏水扩容器。3.2.10.8供方提供汽轮机本体疏水和排汽系统中的全部设备、管道、阀门等。3.2.11保护装置3.2.11.1汽轮机必须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套是电子式。动作值为额定转速的112%。复位转速应高于额定转速。危急保安器还应设有可靠的动作指示器和报警装置，并应设有运行中能活动危急保安器的试验装置。3.2.11.2汽轮机危急保安系统的跳闸系统应有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次起动条件时，只有按照起动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。3.2.11.3从危急保安动作到主汽阀完全关闭的时间应小于0.3秒，各抽汽逆止门的紧急关闭时间应小于1秒。3.2.12.4汽轮机组应分别在控制室操作盘上及汽轮机就地设置手动紧急停机操作装置。 3.2.12.5供方提供汽机危急遮断装置并单独报价，通过该装置可实现紧急停机。3.2.12.6供方应提供符合ASME标准中防汽机进水保护的措施、测量装置和控制装置。3.2.13保温和保温罩3.2.13.1供方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向需方提供图纸说明及安装文件。3.2.13.2对保温表面温度根据环境温度提供温升值曲线。在正常运行情况下，汽轮机保温层表面温度不超过50℃。3.2.13.3按规程运行时，汽轮机的保温应使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂家的要求。3.2.13.4所有管道、汽缸应使用优质的保温材料，材料中应不含石棉。3.2.13.5供方提供汽轮机的化妆板和钢结构。化妆板采用整体可拆卸式结构，有隔音、照明等功能，并且有适当的检修空间，卖方提供相应资料供买方参考。化妆板应美观、大方，其尺寸、颜色要经买方认可。由设计院根据根据制造厂的钢结构资料在运转层预留设计埋件。3.2.13.6对于需拆卸部分的保温应采用软质保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。3.2.13.7提供全部固定保温材料用的保温钩、支架等附件，并有15%的裕量。3.3汽轮机本体仪表和控制3.3.1一般要求3.3.1.1随机组成套供货的控制系统应在供热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。3.3.1.2随机组提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国际标准。不选用国家宣布的淘汰产品。必须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。3.3.1.3应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。3.3.1.4应对随机组提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等进行详细说明，注明安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置须提供安装使用说明书。3.3.1.5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质量好的产品，由供方提出详细清单，并推荐3家分包商由需方最终确认。3.3.1.6用于远传开关设备，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。3.3.1.7机组及附属系统配套的仪表控制设备，输入输出信号应为标准信号，应与DCS留有接口。 3.3.2热工检测3.3.2.1汽轮机本体温度测点要求留有插座，对压力测点及汽水分析取样则要求带一次门。安装在本体范围内的重要参数取源点应留有足够的数量，以满足“3取2”、“2取1”等的控制要求。3.3.2.2汽轮机壁温测点，要求有明显的标志，且便于安装检修。3.3.2.3随汽轮机本体提供的仪表及控制设备的接线要求引至汽轮机本体接线盒。3.3.2.4从汽轮机本体的安全出发，供方应提供汽机启停及运行对参数监视控制的要求。3.3.3热工保护及控制3.3.3.1汽轮机安全监测保护系统（TSI）a）汽轮机安全监测保护装置由汽机厂成套供货，采用先进技术设备。要求监测项目齐全、性能可靠，与机组同时投入运行。b）汽轮机安全监测保护装置所需要的机组提供的信号，由汽机厂负责协调解决，以使保护系统具有统一性和完整性。汽轮机厂负责协调与发电机在整个轴系上的监测保护点，使用相同的进口设备。保护装置及其输出到指示仪表或DCS的信号应准确可靠。c）模拟量信号要求为4～20mA统一输出信号。d）控制、报警、保护等开关量接点，要求能各送出2付无源接点，容量为220VDC1A或220VAC3A。e）TSI装置应留有与汽机电调（DEH）、DCS、TDM系统通讯接口，常规保护。f）TSI装置至少应包括如下功能，但不限于此：g）转速测量：量程一般为0～5000r/min，有0转速档可控制自动盘车，可连接指示、记录、报警和超速保护。h）轴承振动，按机组轴承数装（包括发电机），测量绝对振动值，可连接指示、记录、报警、保护。i）轴振动：按机组本身要求装设，测量轴承对轴的相对振动，可连接指示、记录、报警、保护等。j）胀差：监测汽缸与转子的相对膨胀差，可连接指示、记录、报警、保护。k）轴偏心：监测转子的弯曲值，并具有键相位功能，可连接指示、记录、报警、保护。l）汽缸绝对膨胀：测量汽缸左、右侧的热胀值，可连接指示、记录、报警、保护。m）轴向位移：通过二点对大轴位移进行监测，可连接指示、记录、报警、保护等。3.3.3.2汽轮机电液控制系统（DEH）a）DEH控制系统由汽机厂配供并且为技术总负责。b）DEH招标需邀请需方参加，且最终的分包商需经需方同意认可。c）电液控制系统至少应包括以下功能，但不限于此： d）汽轮机转速和负荷控制，包括转速、转速变化率，负荷及负荷变化率设定和控制。e）汽轮机热应力计算和监视f）阀门管理g）超速保护h）阀门在线试验i）汽机运行工况监视j）汽机自启/停功能k）超速控制（103%超速）等。l）DEH系统应具有以下几种控制方式：m）手动控制、操作员自动、自动汽机控制。n）DEH应满足机组各种启动方式，能适应冷态、温态、热态、极热态工况下的各种启动要求。o）DEH系统的控制范围，从盘车-冲转-升速-并网带负荷。p）DEH应实现在RB工况下对汽轮机的安全控制。q）供方在投标书中还应填写下列内容：r）供货范围s）制造厂及其业绩t）工程服务范围u）设计分工界限v）工程程序安排w）推荐的备品备件x）质量保证和可用率y）人员培训安排3.3.3.3汽轮机危急遮断系统（ETS）：汽轮机危急遮断系统（ETS）由汽机厂成套供货。该装置在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、紧急停机。并提供报警接点输出。a）汽机的转速超过危险转速。b）真空低于制造厂给定的极限值。c）润滑油压下降超过极限值。d）转子轴向位移超过极限。e）轴承金属温度超限时。f）汽机轴振动达到危险值。g）排汽缸温度超过极限值。h）转子胀差超过极限值。i）抗燃油压过低。 j）需方要求的其它跳机条件（不少于8个）。请供方在投标书中详细描述该系统，并单独报价。在该装置定货时，供需双方将另签一份详细的技术协议书。3.4随机供应的阀门要求3.4.1供方随汽机本体及附属设备提供的各种阀门，均应符合国标，或ANSIB16.34、ANSIB31.1以及AWWA标准。3.4.2阀门的选用等级及工作参数应根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准。3.4.3所有阀门及附件都应操作灵活，开启和关闭速度稳定。重要环节应选用进口设备，以保证可靠性。3.4.4用于压力表或压差表的一次门应是球型阀(一次门单独报价)，水位仪表的一次门应用闸阀，以便于清洗水位计和连接管。对压力较高的疏水管应设两只隔绝阀。3.4.5所有阀门的电动装置，均应提供该装置的接线图和安装使用说明书。所有阀门电动装置厂家应由需方确认，以利全厂统一。3.4.6所有控制用调节阀，均应提供电动或气动装置接线图、调节特性曲线及配备有关附件，并提供调节特性参数表和安装使用说明书。3.4.7用于油系统的阀门内壁均不得涂漆，而采取其他防腐措施。3.4.8为防止阀门在开启或关闭时过调，所有电动阀门都应设置过力矩闭锁开关和终端开关，终端开关应为开闭方向各有二对常开、常闭接点。其接点容量应满足控制要求。3.4.9每只阀门都应有就地开度指示表，还应在阀门上明确标明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，应带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。3.4.10抽汽管道上必须设有快速关闭的逆止阀。另外背压蒸汽管道上应安装安全门。3.4.11凡是由于热力过程的需要、起动或停机时经常操作、安装位置工作条件很差、以及公称压力大于2.45MPa（a）且公称直径大于300mm的阀门，公称压力小于0.98MPa（a）且公称直径大于600mm阀门，均须设有电动操作机构。3.4.12供方所供气动执行机构，应具有断信号、断气源、断电源保护功能，具有智能定位器功能，能够接受4～20mA控制信号，并能提供4～20mA阀位反馈信号。3.5材料3.5.1根据技术要求选择适用的汽机本体及辅助设备材料是制造厂家的责任。供方应按有关国标或有关制造厂选用的标准（如ASTM，AISI，ASME，SAE等标准）标出材料型号，当没有这些牌号时，应标明材料制造厂家、材料的物理特性、化学成分等。3.5.2需方应提供材料检验记录的副本。3.5.3汽轮机零部件的材料应根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等的要求，合理选用材质，供方应在投标书中加以说明。 3.6安装和检修的要求3.6.1供方应随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。3.6.2在汽缸、阀门和导汽管外壳上应设置手柄、挂耳或其他装置；重量超过20kg的汽轮机零部件不适于用钢丝绳捆绑时，应另配置起吊、卸放和支承装置，以便于安装和检修。3.6.3汽轮机应配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。3.6.4汽轮机径向汽封、端部汽封和隔板汽封的结构应能调整间隙。3.6.5汽轮机汽缸等重要部件上，应设有用以进行部件金属材料性能试验的取样部位。3.6.6汽轮机应配有能固定在转子上用来找中心的专用工具。3.6.7在各种运行工况下，与汽轮机本体部分连接的蒸汽管路所产生的推力，不应影响汽轮机的安全运行。3.6.8汽轮机出厂时必须做到内部清洁，特别是轴承箱、齿轮箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内应彻底清理干净，并妥善防锈。3.6.9汽轮机应具备不揭缸在转子上配置平衡重块的条件。并有调整危急保安器动作转速的手孔。3.7防火要求：汽轮机应考虑必要的防火设备及防火措施。4质量保证与检查试验4.1设计制造技术标准4.1.1汽轮机的设计、制造所遵循的标准的原则为：4.1.1.1必须满足现行的国家有关标准和电力行业（包括原水电部、原能源部）相应规范，当两者有矛盾时，以电力行业标准为准。4.1.1.2供方设计制造的设备还应满足（但不低于）下列规程的有关规定（合同及其附件中另有规定的除外）：4.1.1.3电力部《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》4.1.1.4电力部《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）4.1.1.5电力部《火电工程启动调试工作规定》4.1.1.6电力部《电力工业锅炉压力容器监察规程》4.1.1.7劳动部《蒸汽锅炉安全技术监察规程》（与电力部《电力工业锅炉压力容器监察规程》有矛盾者，以电力部的为准）4.1.1.8电力部（水电部）《火力发电厂汽轮机、锅炉、汽轮机发电机参数系列标准》4.1.1.9电力部《火力发电厂设计技术规程》4.1.1.10电力部《火力发电厂调整试运质量检验及评定标准》4.1.2所有标准都会被修订，使用有关标准时，应探讨使用最新标准的可能性。4.2质量保证 4.2.1供方应采取措施确保设备质量，产品交货前，应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。4.2.2必须进行检查和试验的项目，应能证明下列各项：4.2.2.1所供设备符合有关技术条件和安全规范；4.2.2.2安全装置和保护装置动作正确；4.2.2.3达到需方要求的规定值；4.2.2.4满足需方要求的其他特殊条件。4.2.3供方有责任将检查和试验资料按规定完整并及时提交给需方；对重要的检查与试验项目，应邀请需方派代表参加。并应在试验前的20天通知需方代表。4.2.4如产品质量和性能与标准不符时，需方有权拒绝验收，供方应负责修理、更换或赔偿。5设备标志5.1每台汽轮机主、辅机都应有固定铭牌。铭牌应不易损坏。标志应醒目、整齐、美观。5.2汽轮机的重要阀门、调节保安部套等均应有表示其行程、转角、操作方法等明显易辩的标志。5.3重要部件应根据图纸规定，在一定位置上标有装配编号，使用材料和检验合格的标志。6接口原则和设计分工6.1接口分界原则6.1.1由供方供应的系统和设备，如与不属于供方供应范围的系统和设备连接，则由需方负责连接到供方的系统和设备，供方必须承担且应积极主动予以配合。6.1.2由供方供应的系统和部件之间的内部连接，由供方负责。6.1.3由供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供方侧有困难时，在征得需方的同意后，可装于需方侧。6.1.4供方提供的管道接口应与需方的管道的材质和口径相同。6.2设计分工6.2.1主汽阀及调节汽阀的安装固定方式由供方设计。6.2.2汽轮机本体范围及供方供应的管道，阀门的保温设计由供方设计。6.2.3汽轮发电机组润滑油系统包括设备、管道、阀门、附件和仪表等由供方设计并提供，冷油器的冷却水管道由需方负责。6.2.4 汽机轴封系统和疏水系统由供方设计，需方配合。供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。管道支吊架由需方负责。6.2.5汽封蒸汽减温器的供水调节阀、隔离阀、旁路管道及阀门由供方供货，减温水管道由需方负责。管道布置由需方负责。6.2.6与汽封冷却器相连接的反法兰由供方供货。汽封冷却器的外部冷却水（除盐水）管道由需方负责。6.2.7供方应提供本体疏水扩容器的定位尺寸、荷重，需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供方负责设计并供货。6.2.8所有抽汽管道上的气动逆止阀（包括行程开关）及其有关控制装置由供方负责，控制用压缩空气气源及管道由需方负责。6.2.9上述管道和供方的接口位置和介质参数，由供方提供。6.2.10汽轮机基座由需方设计。需方在完成汽轮机基座施工详图后，提交供方基座设计图，供方核对有关尺寸后予以确认，并在图纸上签字。6.2.11汽机数字电液控制系统(DEH)(包括电子部分和液压部分)由供方负责设计。6.2.12汽机监测仪表(TSI)由供方负责设计。6.2.13汽机跳闸系统（ETS）由供方负责设计。6.2.14供货范围内工艺系统的检测仪表和控制设备的设计由供方负责，接口在由供方提供的控制柜（箱）和接线盒端子排上。7供方应填写的设备技术数据供方应填写下列表格。7.1汽轮机设备有关数据表7.1-130MW背压汽轮机本体有关数据名称单位数值型式制造厂转速r/min转向（从汽轮机向发电机看）抽汽级数级汽轮机允许最高背压值kPa冷态启动从空负荷到满负荷所需时间min轴系扭振频率Hz轴系临界转速一阶r/min 二阶r/min汽轮机外形尺寸m机组总长（包括罩壳）m机组最大宽度（包括罩壳）m设备最高点距运转层的高度mm汽机叶片级数及末级叶片有关数据：转子级末级叶片长度mm次末级叶片长度mm末级叶片环形面积cm2汽轮机主要部件材质和性能高/低压缸材质低压缸材质转子材质脆性转变温度（FATT）℃各级叶片材质汽缸螺栓材质重量：转子kg上汽缸kg总重kg行车吊钩至汽轮机中心线的最小距离：带横担时m转子的转动惯量GD2：表7.1-215MW背压汽轮机本体有关数据名称单位数值型式制造厂转速r/min转向（从汽轮机向发电机看） 抽汽级数级汽轮机允许最高背压值kPa冷态启动从空负荷到满负荷所需时间min轴系扭振频率Hz轴系临界转速一阶r/min二阶r/min汽轮机外形尺寸m机组总长（包括罩壳）m机组最大宽度（包括罩壳）m设备最高点距运转层的高度mm汽机叶片级数及末级叶片有关数据：转子级末级叶片长度mm次末级叶片长度mm末级叶片环形面积cm2汽轮机主要部件材质和性能高/低压缸材质低压缸材质转子材质脆性转变温度（FATT）℃各级叶片材质汽缸螺栓材质重量：转子kg上汽缸kg总重kg行车吊钩至汽轮机中心线的最小距离：带横担时m转子的转动惯量GD2： 表7.1-330MW背压汽轮机特性数据TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况75%THA50%THA40%THA30%THA高加停用工况出力kW汽轮发电机热耗值kJ/kWh主蒸汽压力MPa(g)主蒸汽温度℃主蒸汽流量kg/h排汽压力kPa排汽流量kg/h末级高加出口给水温度℃发电机功率kW表7.1-415MW背压汽轮机特性数据TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况75%THA50%THA40%THA30%THA出力kW汽轮发电机热耗值kJ/kWh主蒸汽压力MPa(g)主蒸汽温度℃主蒸汽流量kg/h排汽压力kPa排汽流量kg/h发电机功率kW表7.1-530MW背压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12345表7.1-615MW背压汽轮机组轴瓦 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12345表7.1-730MW背压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发电机转子励磁机转子表7.1-815MW背压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发电机转子励磁机转子7.2汽轮机起动参数表7.2-1预热蒸汽参数(30MW/15MW)名称单位数据主蒸汽压力MPa(g)主蒸汽温度℃主蒸汽额定流量kg/h辅助蒸汽压力MPa(g)辅助蒸汽温度℃辅助蒸汽额定流量kg/h汽缸预热最低温度℃转子预热最低温度℃表7.2-2转子轴颈振动双振幅值μm(30MW/15MW) 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1234表7.2-3汽轮机各阀门关闭时间s(30MW/15MW)阀门名称时间特性关闭时间延迟时间主汽阀调节阀表7.2-4起动方式及时间：h(30MW/15MW)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温态热态极热态7.3汽轮机运行参数(30MW/15MW)项目单位数据全真空惰走时间min无真空惰走时间min主开关断开不超速跳闸的最高负荷kW超速脱扣转速r/min最大运行背压kPa汽机报警背压kPa汽机脱扣背压kPa汽机喷水流量t/h最小持续允许负荷kW最小持续允许排汽压力kPa盘车转速r/min 盘车停止时汽缸最高温度℃盘车停止时转子最高温度℃7.4允许受到外力和力矩(30MW/15MW)（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）受力部位力kg力矩kg.m注主蒸汽进口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7.5汽轮机辅助系统技术规范表7.5-1调节和保护系统(30MW/15MW)名称单位数值1、调节系统型式2、主蒸汽阀数量只内径mm阀体、阀杆材料3、主蒸汽调节阀型式数量只内径mm阀体、阀杆材料4、负荷限制器5、全周进汽6、排汽逆止阀数量只 内径mm阻力Pa(g)阀体、阀杆材料7、危急保安器型式数量只8、跳闸装置套EH油压低跳闸润滑油压低跳闸其它型式内径mm10、初压调节器11、大气释放膜直径，厚度mm材料表7.5-2抽汽逆止阀规格：抽汽级数内径φmm额定压力MPa1级2级表7.5-3润滑油系统(30MW/15MW)名称单位数值1、采用的油牌号、油质标准2、油系统需油量kg3、轴承油循环率4、轴承油压MPa(g)5、主油箱型式容量m3尺寸mm×mm×mm 设计压力MPa(g)材料油箱重量kg回油流量kg/h6、主油泵型式制造厂容量kg/h出口压力MPa(g)入口压力MPa(g)材料壳体轴叶轮总重kg7、继电器控制阀型式内径φmm8、冷油器型式制造厂数量台冷却面积m2冷却水入口设计温度℃出口油温℃冷却水流量kg/h油量kg/h管子尺寸（外径×壁厚）φmm×mm设计压力管侧MPa(g) 壳侧MPa(g)设计温度管侧℃壳侧℃材料：管子壳体水室管板管板尺寸（外径×壁厚）φmm×mm每台总重kg9、辅助油泵型式制造厂数量台容量m3/h出口压力MPa(g)转速r/min材料外壳轴叶轮电动机型式容量kW电压V转速r/min总重kg10、事故油泵型式 制造厂数量台容量m3/h出口压力MPa(g)转速r/min材料泵壳轴叶轮电动机型式容量kW电压V转速r/min总重kg11、油温调节器型式制造厂数量台容量kg/h尺寸总重kg12、滤油泵型式制造厂数量台容量kg/h尺寸总重kg出口压力MPa(g) 转速r/min材料轴叶轮或齿轮电动机型式容量kW电压V转速r/min总重kg13、主油箱排油烟机型式制造厂数量台容量m3/h电动机：型式容量kW电压V转速r/min总重kg14、油处理设备排烟机型式制造厂数量台容量m3/h电动机：型式容量kW电压V 转速r/min总重kg15、输油泵制造厂数量台容量kg/h出口压力MPa(g)转速r/min材料壳体轴叶轮或齿轮电动机型式容量kW电压V转速r/min重量kg16、油净化装置型式数量台容量kg/h净化后油品质表7.5-4盘车装置(30MW/15MW)名称单位数值型式容量kW电压V转速r/min盘车转速r/min 盘车程控装置：PLC形式规范输入/输出信号标准电源电压V输入功率程控柜防护等级其它表7.5-5汽封系统设备(30MW/15MW)名称单位数值1、汽封蒸汽冷却器型式制造厂冷却表面积m2冷却水流量kg/h管子尺寸和厚度mm管子根数根传热系数kJ/h.m2.℃管阻MPa(g)尺寸：总长mm壳体直径φmm设计压力：管侧kPa(g)壳侧kPa(g)设计温度：管侧℃壳侧℃材料：管子壳体水室 管板总重kg表7.5-6汽机液力控制系统(30MW/15MW)名称单位数值1、抗燃油泵组及油箱的外形尺寸m×m×m抗燃油系统需用油量kg系统储备容量kg抗燃油设计压力MPa(g)抗燃油储油量m3抗燃油牌号、油质标准抗燃油泵型式数量台出力kg/h入口压力MPa(g)出口压力MPa(g)2、滤油器：布置方式型式数量台电动机容量kW电压V转速r/min3、抗燃油冷却器型式数量台冷却面积m2设计压力管侧kPa 壳侧kPa设计温度管侧℃壳侧℃材料管子壳体水室外形尺寸mm壳体直径φmm总长mm总重kg4、抗燃油输油泵型式数量台出力kg/h压力MPa(g)电动机型式容量kW电压V转速r/min总重kg表7.5-7DEH控制系统（电子部分）(30MW/15MW)名称单位数值形式生产厂家电源电压V输入功率 环境要求输入/输出信号标准I/O点数模拟量输入信号精度模拟量输出信号精度模拟量输入阻抗模拟量输出阻抗人机接口监视器形式规范打印机形式规范工程站形式规范程控柜防护等级其它表7.5-8汽轮机安全监测仪表（TSI）(30MW/15MW)名称单位数值形式生产厂家电源电压V输入功率环境要求转速测量形式规范轴承振动监测器形式规范轴振动监测器形式规范胀差监测器形式规范轴偏心监测器形式规范汽缸绝对膨胀监测器形式规范轴向位移监测器形式规范TDM形式规范其他7.6汽轮机主要数据汇总表，由供方按下表格式填写：(30MW/15MW)序号项目单位数据 1机组性能规范1)机组型式2)汽轮机型号3)TRL工况MW4)T-MCR工况MW5)VWO工况MW6)THA工况MW7)高加停用工况（全停、部分停）MW8)厂用汽工况MW9)额定主蒸汽压力MPa10)额定主蒸汽温度℃11)额定高压缸排汽压力MPa12)主蒸汽额定进汽量t/h13)主蒸汽最大进汽量t/h14)额定排汽压力kPa15)配汽方式16)设计冷却水温度℃17)额定给水温度℃18)额定转速r/min19)额定工况热耗kJ/kWh20)给水回热级数（高压+高、低压除氧）级低压末级叶片长度mm汽轮机总内效率%21)发电机转子r/min22)励磁机转子r/min23)机组轴系扭振频率Hz24)机组外形尺寸m×m×m25）转子是否做过超速试验机组出厂前是否经过总装和热态试验调节装置DEH制造厂 主要功能：起动升速同步自动增减负荷蒸汽参数、金属温度监视26）振动过限报警功率限制安全检测（TSI）制造厂主要功能：转速轴承振动大轴振动轴向位移大轴偏心大轴挠度27）汽缸膨胀、胀差28）推力轴瓦磨损29）运行层标高m最大起吊高度m30年寿命分配冷态次温态次热态次极热态次强迫停机次30）负荷变化次31）带厂用电次32）启动及运行方式 33）变压运行负荷范围%34）定压、变压负荷变化率%/min35）轴振动三个方向最大值mm36）临界转速时轴承振动最大值最高允许背压值mmkPa(g)37）最高允许排汽温度℃噪声水平dB(A)润滑油系统主油泵型号润滑油牌号油系统装油量kg主油泵出口压力MPa(g)轴承油压MPa(g)主油箱容量m3油冷却器型式、台数台38）抗燃油泵型式、台数台抗燃油牌号抗燃油系统装油量kg抗燃油泵出口压力MPa(g)抗燃油泵供油量kg/h抗燃油箱容量m3抗燃油冷却器型式、台数台抗燃油冷却器管侧设计压力MPa(g)39）盘车装置盘车转速r/min盘车电动机容量、电压kW,V2轴封有无自密封系统3汽轮机性能保证T-MCRMWTHA工况时热耗值kJ/kWh 4各轴承三个方向最大振动值mm油净化设备型式、台数mm单台净化能力t/h运行方式5机组总重t汽轮机本体t主汽门、调节阀等kg润滑油系统t附件2供货范围1一般要求1.1本技术协议规定了合同设备的供货范围。供方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合本技术规范书的要求。1.2供方应提供详细供货清单，清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本合同附件未列出和/或数目不足，供方仍须在执行合同时补足。1.3除有特别注明外，所列数量均为一台汽轮机组所需。1.4供方应提供所有安装和检修所需专用工具和消耗材料等，并提供详细供货清单。1.5提供随机备品备件和3年运行所需的备品备件。1.6提供所供设备中的进口件清单。1.7供方提供的技术资料清单见第9节。 1.8所供设备为3台30MW背压汽轮机及其附属设备和1台15MW背压汽轮机及其附属设备。2供货范围2.1供货界限：2.1.1汽轮机本体包括从主汽阀到调节汽阀至高压缸到低压缸范围内全部设备及附件。2.1.2本体疏水指主汽阀后，逆止阀前，包括汽缸的疏水。2.1.3各级抽汽逆止阀，各逆止阀前疏水阀。背压蒸汽管道安全阀。2.1.4润滑油系统的全部设备和管路（不包括支吊架）。2.1.5数字电液调节系统的全部设备（包括电子设备）及管路（不包括支吊架）。2.1.6轴封系统中全部设备及管路（不包括支吊架）。2.1.7本体疏水和排汽系统中全部设备及管路（不包括支吊架）。2.1.8安全监测系统（TSI）全部设备及TDM2.1.9危急跳闸系统(ETS)全部设备2.1.10本体热工仪表设备2.1.11供方应提供表明供货界限的图纸。2.2汽轮机主机设备2.2.1基础台板、垫铁、锚固板、地脚螺栓、高温润滑脂。2.2.2各轴承组件（包括测温一次元件）。2.2.3汽缸组件。2.2.4隔板及隔板套组件。2.2.5转子组件。2.2.6汽缸汽封，隔板汽封。2.2.7油档2.2.8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汽轮机厂供货。2.2.9本体范围内管道和阀门，调速汽阀到高压缸的导汽管及罩壳等。2.2.10主汽阀、主汽调节阀关断阀调节阀及其永久性和临时性滤网各2套、阀门支架，各级抽汽逆止阀（包括控制系统、附属阀门管道及附件）。2.2.11 汽轮机电液调节系统（DEH），汽轮机安全监测保护系统TSI（包括发电机部分），汽轮机危急遮断系统（ETS）就地设备，汽轮机本体压力检测元件、温度检测元件、转速表、电磁阀等热工仪表设备。DEH包括高压抗燃油、抗燃油泵、抗燃油箱及管道、液压调节系统内的部套及连接管道、高压油动机、电液转换器、阀位反馈（LVDT）、储能装置、抗燃油冷却器及相应阀门管道等。TSI包括大轴振动、轴向位移、轴偏心度、转速（含零转速）、汽缸胀差、汽缸膨胀等监测仪表等。ETS就地设备包括润滑油、抗燃油等逻辑开关、跳闸实验部套、跳闸电磁阀等。2.2.12盘车装置及其附件(包括控制部分)2.2.13电气传动用电动机（需电气传动的部件应带电动机，如调速电机及电动盘车装置的电动机）2.2.14润滑油系统、润滑油贮存及处理系统2.2.14.1油箱及其附件2.2.14.2主油泵、交流备用油泵、直流备用油泵、射油器、滤网2.2.14.3冷油器及附属阀门、管路2.2.14.4排油烟风机、阀门及管路2.2.14.5事故放油门2.2.14.6润滑油过压调节阀2.2.14.7油系统全部管道、油流窥视窗、就地油温度表等2.2.14.8电加热装置及其温控设备2.2.14.9润滑油贮存及处理装置2.2.15轴封系统2.2.15.1轴封蒸汽减温器及附属阀门、管道2.2.15.2各轴封漏汽及各门杆漏汽去轴封冷却器的管道、阀门及其管道疏水系统2.2.15.3轴封冷却器2.2.15.4轴封系统安全阀和泄压阀2.2.16、集汽箱及所属阀门管道的疏水系统，疏水扩容器。2.2.17本体疏水管道和阀门2.2.18本体保温构件（外罩壳及附件）2.3专用工具(不限于下列)2.3.1各转子起吊工具（包括钢丝绳）各1套2.3.2各汽缸起吊工具（包括钢丝绳及导向杆）各1套2.3.3各联轴器螺栓孔铰孔工具各1把2.3.4翻转轴瓦的抬轴工具各1套2.3.5安装用假瓦（三支点时）各1个2.3.6汽缸负荷分配测力计共1套2.3.7冲管用主汽门、中联门临时堵板各1套 2.3.8润滑油系统冲洗临时滤网各1套2.3.9调节部套专用搬手各1套2.3.10汽缸热紧螺栓加热器各1套2.3.11汽缸紧螺栓专用搬手各1套2.3.12台板用的可调斜垫铁各1套2.3.13DEH专用测试仪共1套2.3.14高温润滑脂加注设备共1套2.4备品备件（含安装及试运备品备件、第一个大修期内运行备品备件、第一次大修备品备件）例举如下：2.4.1主轴瓦各1件2.4.2推力瓦块及其调整垫各3块2.4.3各轴瓦测温埋入元件各2个2.4.4汽缸高温螺栓、螺帽、隔板螺丝各2个2.4.5联轴器的联接螺栓、螺帽各3个2.4.6轴瓦调整垫片0.02～0.30mm共2kg2.4.7各种规格的油档油封共20m2.4.8各种规格轴封片、隔板汽封片各5片2.4.9各种规格的汽封弹簧片各10片2.4.10转子、隔板、喷嘴室上的各种阻汽片各5m2.4.11主汽、汽封管道上各种专用垫片各1个2.4.12末级及次级叶片各1组2.4.13调速级喷嘴各1组2.4.14调速汽门杆各2根2.4.15调速系统的易损件（如各种销子、弹子轴承等）各1个2.4.16抗燃油150%备用量（包括在总量内）2.4.17油冷却器及轴封冷却器内冷却管用量的5%2.4.18调速汽门阀瓣各1个2.4.19主汽门杆各1个2.4.20主汽门阀瓣各1个2.4.21主蒸汽滤网各1个2.4.22主汽阀、汽封系统用的临时性及永久性使用蒸汽滤网各2套2.4.23DEH备用插件板（不同种类）按15%备用，不足一块按一块计。 2.4.24TSI的各种探头、变送器、电源插件各2块附件3技术资料及交付进度1一般要求1.1供方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制。技术资料和图纸的文种为中文。1.2资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求。1.3供方资料的提交应满足工程进度的要求。在技术协议签订后10天内提供全部技术资料清单（由需方确认）及满足工程设计图纸资料（包括电子版资料）。资料以快件方式邮寄，并注明“供初步设计用”和“供施工图用”字样。1.4供方提供的技术资料一般可分为配合工程设计，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。供方须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，供方也应及时免费提供。本期工程为4台机组（设备）构成，在机组（设备）有改进时，供方应及时免费提供新的技术资料。 1.6需方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。1.7供方提供的技术资料为每台设备10套。1.8供方提供的图纸应清晰，不得提供缩微复印的图纸。2资料提交的基本要求2.1配合工程设计的资料与图纸：供方应及时提供满足工程设计的资料和图纸2.2设备监造检验所需要的技术资料：供方应提供满足合同设备监造检验/见证所需的全部技术资料。2.3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：2.3.1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。2.3.2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。2.3.3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、起动调试要领。运行操作规定和控制数据、定期校验和维护说明等。2.3.4供方应提供备品、配件总清单和易损零件图。2.4供方须提供的其它技术资料，包括以下但不限于：2.4.1检验记录、试验报告及质量合格证等出厂报告。2.4.2供方提供在设计、制造、检验、验收时所遵循的标准、规范和规定等清单。2.4.3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。2.4.4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3.1本技术协议签订一个月后，提供下列资料3.1.1需方要求的汽轮机各个工况热平衡图及修正曲线3.1.2汽轮机热力系统图3.1.3汽轮机外型图及剖面图（包括发电机）3.1.4汽轮机本体辅助设备（汽封冷却器、主油箱、有关、油泵、水泵及其他辅机）外型图及接口安装图、荷载图。3.1.5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）及底板图。3.1.6大件运输重量及运输尺寸图。3.1.7润滑油及调速、保安油系统图。3.1.8轴封系统图 3.1.9汽机本体疏水管路系统图3.1.10抽汽管路系统图3.1.11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）3.1.12参数偏离设计值时，汽轮机各种指标的修正曲线。3.1.13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，盘台外形及安装图，CRT监视的所有画面图、供货清单。3.1.14提供汽机保护装置（TSI）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，与用户的系统接口，说明书、供货清单。提供TDM技术资料。3.1.15随机供应的常规仪表、控制、保护等设备接线图纸，说明书及供货清单。包括油动机的行程指示，危急遮断器电指示。3.1.16汽机本体及辅机的保护联锁条件及运行参数。3.1.17汽机保安电气原理接线图，温度测点布置图。3.1.18提供详细供货项目清单：热工测量、调节、保护和控制所需的图纸资料及附件1第2.3条提及的所有资料。3.1.19汽轮机危急遮断系统（ETS）原理接线图、安装接线图等所有资料。3.2本技术协议签订一个月后，按要求提供下列设计资料。3.2.1汽轮机总图包括纵剖面图、外型图。3.2.2汽机本体安装图，包括基础负荷（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。3.2.3管路系统图，包括蒸汽管路图，汽封管路图，抽气阀控制水管路图，疏水管路图，抽汽管路系统图。3.2.4各种阀门外型图及控制图，接线原理图。3.2.5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。3.2.6汽机本体润滑油系统和管路布置图及设备安装图和说明书。3.2.7全部调节系统及保护系统和设备安装调整图及说明。3.2.8全套润滑油处理系统图及设备安装图和说明。3.2.9第一级（或调节级）喷嘴汽室装配图3.2.10各主轴承装配图和推力轴承装配图3.2.11轴承及汽缸支承台板图3.2.12前、后轴承室装配图3.2.13汽封装配图3.2.14盘车装置装配图 3.2.15转子和发电机连接靠背轮装配图3.2.16低压缸安全阀3.2.17每一级隔板装配图和隔板总装图3.2.18汽轮机化妆板装配图3.2.19汽轮机汽缸保温图纸及说明3.2.20隔板起吊工具图3.2.21高、中、低压汽缸及转子起吊工具图3.2.22随机供应的专用工具一览表3.2.23零件的详细清单3.2.24汽轮机监视仪表说明书3.2.25汽轮机分解检查要领书3.2.26汽缸压力、温度测点一览表及布置图3.2.27汽缸固定点及其膨胀系统说明书3.2.28安装时所必须的数据，应向施工单位按要求提出书面清单3.2.29汽机对基础承力负荷分配数据3.2.30汽缸对于转子中心位置要求3.2.31汽缸纵横向水平要求3.2.32汽缸内隔板间隙要求3.2.33转子水平要求和找中心要求及转子挠度3.2.34动叶片间隙、汽封间隙（轴向、径向）、隔板汽封间隙3.2.35各主轴承、推力轴承安装要求及轴承室油档片间隙3.2.36各滑动销间隙3.2.37汽轮机构造说明书3.2.38汽轮机安装说明书3.2.39汽轮机运行维护说明书3.2.40盘车装置使用说明3.2.41汽轮机停机时强制冷却说明书3.2.42调节系统说明书3.2.43汽轮机各种保护装置试验使用说明书3.2.44汽轮机胀差指示说明书3.2.45提供非额定工况下汽机参数变化与功率关系的修正曲线图3.2.46现场试运行要领书（包括试验和调整所必须的装置一览表）3.2.47汽轮机起停和事故处理规程3.2.48汽轮机本体辅助设备起动、运行维护说明 3.2.49主油泵特性说明3.2.50汽轮机设备性能试验要领3.2.51汽轮机推力轴承工作性能3.2.52转子和轴系临界转速和飞轮力矩3.2.53汽缸、转子及动叶片强度计算数据3.2.54主轴承油膜形成及厚度3.2.55主轴承及推力轴承温升允许值及数据3.2.56加热设备（汽封冷却器）强度计算及出厂检验证明书3.2.57汽轮机内部损失数据（如隔板汽封、围带部分的漏汽）3.2.58主蒸汽压力、温度对发电机功率、热耗率的修正。3.2.59排汽压力对发电机功率，热耗率的修正3.2.60给水温度对发电机功率的修正3.2.61各监视段压力和发电机功率的关系3.2.62高中低压缸内效率和发电机功率的关系3.2.63调节阀开度和发电机功率的关系3.2.64汽耗率、热耗率和发电机功率的关系3.2.65主蒸汽流量和发电机功率的关系3.2.66排汽容积流量和排汽损失的关系附件4交货进度序号项目合同生效日到交货30MW机组15MW机组1台板、垫铁、专用工具2汽缸（上、下）3转子4轴承组件5各种汽门6润滑油系统、贮存及净化系统7其他 附件5监造、检验和性能验收试验1概述1.1本招标文件用于合同执行期间对供方所提供的设备（包括对分包外购设备）进行检验、监造和性能验收试验，确保供方所提供的设备符合附件1规定的要求。1.2供方应在合同生效后3个月内，向需方提供与本合同设备有关的监造、检验、性能验收试验标准。有关标准应符合附件1的规定。2工厂检验2.1工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。供方须严格进行厂内各生产环节的检验和试验。供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。2.2检验的范围包括原材料和元器件的进厂，部件的加工、组装、试验至出厂试验。2.3供方检验的结果要满足附件1的要求，如有不符之处或达不到标准要求，供方要采取措施处理直至满足要求，同时向需方提交不一致性报告。供方发生重大质量问题时应将情况及时通知需方。 3设备监造3.1需方将委托有经验的监造单位对供方在生产的合同设备进行监造3.2重要部件的原材料在加工前应由监造代表确认(文件见证)后方可投料。3.3文件见证和现场见证资料需在见证后10天内提供给需方监造代表。3.4供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。3.5需方监造代表有权查阅与监造设备有关的技术资料，供方应积极配合并提供相关资料的复印件。3.6合同设备的重要部件和专用部件未经需方允许，供方不得擅自调换。3.7需方监造代表有权随时到车间检查设备质量生产情况。3.8供方应给需方监造代表提供专用办公室及通讯、生活方便。3.9供方应在现场见证前10天以书面形式通知需方监造代表。3.10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。3.11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：供方提供检验或试验记录或报告的项目，即文件见证。W点：需方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后供方提供检验或试验记录，即现场见证。H点：停工待检。供方在进行至该点时必须停工等待需方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后供方提供检验或试验记录。需方接到质量见证通知后,应及时派代表到供方参加现场见证。如果需方代表不能按期参加，W点自动转为R点，但H点没有需方书面通知同意转为R点时，供方不得自行转入下道工序，应与需方联系商定更改见证日期，如果更改时间后，需方仍未按时到达，则H点自动转为R点。每次监造内容完成后，供方和需方监造代表均须在见证表上履行签字手续。供方复印3份，交需方监造代表1份。3.12监造内容：监造的主要项目如下表。需方可以对表中的项目增加或对监造方式调整，供方必须接受。3.12.1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∨ 高速动平衡试验∨超速试验∨热处理记录∨脆性转变温度试验∨中心孔检查及探伤∨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∨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∨拉筋、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汽缸变形测量和裂纹检查∨7阀门（包括主汽门、主汽调节门、中联门）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、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∨滑销系统的校正与配制∨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∨3.12.2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∨2交流润滑油泵性能确认试验∨3直流润滑油泵性能确认试验∨4辅助油泵性能确认试验∨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∨8调节阀性能确认试验∨9抽汽逆止阀动作确认试验∨10附加调速器性能确认试验∨11初压调整器性能确认试验∨12轴向位移保护动作确认试验∨13各种压力开关动作确认试验∨14油系统清洁度检查(套装油管路、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∨4性能验收试验4.1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附件1的要求。测试单位为需方指定的国家级测试单位。4.2性能验收试验的地点由合同确定，一般为需方现场。4.3性能试验的时间:见商务条款。4.4性能验收试验由供方主持，需方参加。试验大纲由供方提供，与需方讨论后确定。如试验在现场进行，供方要按本附件4.7款要求进行配合；如个别部套件试验在工厂进行，试验所需的人力和物力等由供方提供。4.5性能验收试验的内容4.5.1调速装置热态性能动作试验；4.5.2安全监测保护装置的性能试验；4.5.3汽轮机起动和停止试验；4.5.4机组带负荷和甩负荷试验；4.5.5机组轴系振动的测定4.5.6机组噪声的测定4.5.7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4.5.8为顺利进行这些试验，供方应分担下列准备事项：4.5.8.1在机组供货范围内的设备上，提供试验所需的全部测点。4.5.8.2对所使用的试验方法、测试仪器提出建议。 4.6性能验收试验的标准和方法4.6.1机组热力性能验收试验按电力标准进行。4.6.2噪声的测量按IEC1063进行。4.6.3其他性能验收试验采用相应标准执行。4.7性能验收试验所需的属于供方供货范围内的测点、一次元件和就地仪表的装设应由供方提供，并应符合有关规程、规范、标准的规定，并须经需方确认。供方也要提供试验所需的技术配合和人员配合。4.8性能验收试验结果的确认4.8.1性能验收试验报告由测试单位编写。报告结论买卖双方均应承认。4.8.2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，则被视为对验收试验结果的同意。 附件6技术服务和设计联络1供方现场技术服务1.1供方现场服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。供方要派合格的现场服务人员。在投标阶段应提供包括服务人月数的现场服务计划表（见格式）。如果此人月数不能满足工程需要，供方要追加人月数，且不发生费用。现场服务计划表（格式）序号技术服务内容计划人月数派出人员构成备注职称人数1.2供方现场服务人员应具有下列资格：1.2.1遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度；1.2.2有较强的责任感和事业心，按时到位；1.2.3了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；1.2.4身体健康，适应现场工作的条件。1.2.5供方须更换需方认为不合格的供方现场服务人员。1.3供方现场服务人员的职责1.3.1供方现场服务人员的任务主要包括设备催交、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。1.3.2在安装和调试前，供方技术服务人员应向需方进行技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序（见下表），供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。经供方确认和签证的工序如因供方技术服务人员指导错误而发生问题，供方负全部责任。供方提供的安装、调试监督的工序表（供方填写）序号工序名称工序主要内容备注1.3.3供方现场服务人员应有权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，供方现场人员要在需方规定的时间内处理解决。如供方委托需方进行处理，供方现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任。 1.3.4供方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。1.3.5供方现场服务人员的正常来去和更换应事先与需方协商。1.4需方的义务：需方要配合供方现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便。2培训2.1为使合同设备能正常安装、调试、运行、维护及检修，供方有责任提供相应的技术培训。培训内容应与工程进度相一致。2.2培训计划和内容由供方在技术协议文件中列出（见格式）。序号培训内容计划人月数培训教师构成地点备注职称人数2.3培训的时间、人数、地点等具体内容由买卖双方商定。2.4供方为需方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。3设计联络会3.1设计联络会的目的是保证合同设备和电厂的成功设计，及时协调和解决设计中的技术问题，协调需方和供方的接口问题。设计联络会原则上召开三次。第一次会议召开地点设在需方所在地，第二次会议召开地点设在供方所在地，第三次会议召开地点设在供方所在地。联络会议由需方主持，会议所在地单位提供交通、食宿、办公方便。联络会的具体时间根据工程设计进展情况确定。3.2设计联络会议题。3.2.1第一次设计联络会议题：3.2.1.1供方提供初步的整体设计资料，满足需方初步设计进度和深度的要求。3.2.1.2供方与需方就设备的基本安装工艺进行讨论。3.2.1.3讨论并确定设备基础设计所需的接口与数据。3.2.2第二次设计联络会议题：3.2.2.1讨论并协调施工图的设计进度和图纸交付进度。3.2.2.2讨论并确定大件运输方案。3.2.2.3确认工艺系统设计的细节，特别是讨论有关设备的维修和运行条件。3.2.2.4双方设计接口的协调确认。3.2.2.5供方提供满足需方采购DCS设备的技术要求并讨论确认。3.2.3第三次设计联络会议题： 3.2.3.1双方设计接口的进一步协调确认。3.2.3.2设备检查、验收和调试的技术讨论。 附件7分包与外购1供方要按下列表格填写分包情况表，每项设备的候选分包厂家一般不小于3家，并报各分包厂家的简要资质情况，分包厂家的最终确定应由需方确认。分包情况表序号设备/部组件型号单位数量产地厂家名称交货地点备注2供方要按下列表格填写制造投标设备所需进口材料一览表。进口材料一览表序号名称规格单位数量重量产地制造厂商备注 附件8大（部）件情况本工程设备按铁路运输要求，投标人设备的运输尺寸应控制在《铁路超限运输货物运输规则》规定的铁路运输超限界限的要求，详见附图《铁路运输二级超限界限断面图》。当投标人设备的运输尺寸超出上述给定的铁路运输界限规定的界限要求时，投标人应承担由于采取必要措施进行运输而发生的费用。投标人在投标文件中应详细列出单件设备运输重量超过30t，以及长度超过13m，宽度超过3.0m，高度超过3.0m的设备名称及件数（上述所列数据有一项不满足即应列出）。投标人应把超级超限的情况详细予以说明。序号部件名称数量长x宽x高重量厂家名称货物发运地点运输方式备注包装未包装包装未包装·投标人应提供所有大件部件的实际尺寸草图和包装后的发货（车上）尺寸草图。投标商设备运输距离应不大于投标商所在地到招标单位所指定的接货地点的距离。超出招标单位指定的运输距离所发生设备运输费用由投标商承担。注：投标人须对所用投标设备（包括大件设备）运输方案（运输车辆型号及数量、运输路线<包括始发站、经过车站或路局、到达车站等>）、运输距离做出详细说明。 附件9技术协议附图铁路运输二级超限界限断面图 附件10差异表投标人要将投标文件和招标文件的差异之处汇集成表。技术部分和商务部分要单独列表。差异表序号招标文件投标文件条目简要内容条目简要内容'