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（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。 3.2.2.2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。 3.2.2.3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、集中控制和试验的要求。
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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：
①汽缸喷水减温系统中全部设备(包括喷水管路及电磁阀)。
②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。 ③汽缸法兰螺栓的扳手及导杆和专用钢丝绳。 ④揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施。 3.2.2.4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
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3.2.2.5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。
3.2.3辅助系统技术要求 3.2.3.1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）、2×100%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。
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（5） 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。 3.2.3.2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。
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（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。 3.2.3.3抽气系统
（1） 抽气器的选型暂按射水抽气形式考虑。
（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）。 3.2.3.4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。 3.2.3.5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。
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**市生活垃圾焚烧发电工程1×12MW
汽轮发电机组技术协议
买 方：*****设备有限公司 卖 方：******有限公司
2015年6月
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目录
第1章 工程概述 ................................................... 1
1.1工程概况..................................................... 1 1.2工程建设条件................................................. 1 第2章 总体要求 ................................................... 3
2.1标准和规范................................................... 3 2.2系统的总体要求............................................... 3 2.3材料、阀门、振动、防火的要求................................. 5 2.4安装和检修要求............................................... 6 2.5寿命要求..................................................... 7 第3章 汽轮发电机组技术要求 ....................................... 8
3.1系统概述..................................................... 8 3.2汽轮机及辅助系统的基本参数和技术要求......................... 9 3.3发电机系统的基本参数及技术要求.............................. 29 3.4卖方须提供的技术参数........................................ 39 第4章 汽轮发电机组供货范围 ...................................... 59
4.1供货原则.................................................... 59 4.2供货范围.................................................... 60 第5章 设计分工及技术资料交付 .................................. 70
5.1接口原则和设计分工.......................................... 70 5.2技术资料要求................................................ 72 第6章 监造、检验和性能验收试验 .................................. 80
6.1概述........................................................ 80 6.2工厂检验.................................................... 80 6.3设备监造.................................................... 80 6.4性能验收试验................................................ 84 第7章 技术服务及其它 ............................................ 86
7.1设计联络会、安装调试及技术服务要求.......................... 86 7.2包装、标志、运输............................................ 87
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7.3运输........................................................ 88 7.4培训........................................................ 89 7.5售后服务的要求.............................................. 89
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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2×300t/d炉排炉+1×12MW凝汽式汽轮发电机组。 焚烧炉形式： 焚烧炉数量：
机械炉排炉
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： 余热锅炉及参数： 额定过热蒸汽压力： 额定过热蒸汽温度：
4.0MPa 400℃
6280kJ/kg
额定蒸发量： 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： 年累计运行时间：
1套
8,000h/a（正式投运后） 30a
全厂整体合理使用寿命： 1.2工程建设条件
1.2.1位置与气象条件
**位于**，为**地带，地跨东经100°35′-101°48′、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，设计基本地震加速度值为：0.15g。
1.2.2供水条件
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厂区发电厂生产、消防给水水源地表水。 1.2.5压缩空气供应（暂定） 压力
0.6～0.8 MPa 2 ℃ －40 ℃
压力露点（工艺用气） 压力露点（仪表用气） 最大残油量 <0.01mg/m3 最大粉尘
1.2.6电力供应
待具体地点确定后提供。
<0.01 μm
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第2章 总体要求
2.1标准和规范
汽轮发电机系统的设计、制造、施工、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、最终交付等符合中国相关的法律及规范，以及最新版的ISO和IEC标准。
对于标准的采用符合下述原则：
— 采用的标准不能低于中国标准，否则按照中国标准执行。
— 与安全、环保、工业卫生、消防等相关的事项必须执行中国国家及地方关法规、标准。
— 设备的设计、制造、安装、调试、检验、性能试验等执行国家标准。 — 建筑、结构、采暖通风及空调工程执行国家标准（GB）、电力行业标准(DL)或其它相应的行业和地方标准。
— 卖方提交设备的设计、制造、施工、安装、调试指导、试验及检查、试运行、考核、最终交付中采用的所有标准、规定及相关标准的清单。在合同执行过程中采用的标准需经买方确认。
―工程联系文件、技术资料、图纸、计算、仪表刻度和文件中的计量单位为国际计量单位(SI)制。
厂界噪声标准执行《工业厂界噪声标准》（GB12348-2008）中的Ⅱ级标准，对建筑物的直达声源噪声控制，符合现行《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87）的有关规定。即：
工房内噪声值：距声源1米处≤90 dB(A) 厂界噪声值：白天≤60 dB(A) 夜间≤50 dB(A)
在距声源1m处检测，设备噪声值低于90dB(A)。 2.2系统的总体要求
（1）汽轮机为中压、中温、单缸、凝汽式。带有三级不可调整抽汽，配有三相50HZ空冷发电机及其附属设备组成一套汽轮发电机组。
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（2）电厂采用机炉电集中控制方式，包括对全厂各辅助系统的控制。因此要求汽轮机具有高可控性、可靠性及运行的灵活性，采用电液调速，汽轮机满足焚烧炉垃圾热值变化引起的负荷变化的需要。
（3）汽轮发电机组不参与电网调峰。
（4）汽轮发电机组共1套。汽机的主凝汽器作为备用的旁路凝汽器，主凝汽器内设置有旁路二级减温减压器由卖方设计、供货。旁路二级减温减压器蒸汽入口参数Q=60t/h 、P=0.6MPa(a) 、t=165℃，减温水采用凝结水。
（5）凝汽器冷却方式：拟采用机力通风冷却塔循环水系统。 （6）汽轮发电机组室内布置，运转层标高为+7.0m（暂定）。 （7）汽轮机热力循环
1）汽轮机具有三级非调整抽汽，一级供给蒸汽—空气预热器，预热焚烧炉一、二次风，用气量为4.8t/h。二级供给除氧器，除氧器工作参数定为：压力约0.27MPa（a），温度130℃。三级抽汽供给低压加热器，不设高压加热器。
表2-1 THA工况时参考参数如下：
抽汽级数 第一级（至空预器） 第二级（至除氧器） 第三级（至低加） 流量 t/h 4.8 3.59 4.62 压力 MPa(a) 1.266 0.4594 0.0757 温度 ℃ 288.2 199.2 92.1 允许的最大汽量t/h —— —— —— 注：上表为参考数值，具体由设备厂家填写。
2）正常工况：垃圾焚烧炉余热锅炉产生的蒸汽进入汽轮机做功后排入凝汽器，主凝结水由凝结水泵经轴封冷却器、低压加热器进入除氧器，除氧后经给水泵送入各余热锅炉的省煤器。
3）当汽轮机故障停机时，按“停机不停炉”的原则，此时的蒸汽除满足焚烧炉空气预热及除氧器加热用汽外，其余蒸汽通过旁路减温减压器减温减压后排入凝汽器。
4）当余热锅炉检修时。除氧器及焚烧炉一、二次风加热用汽由运行的汽轮机非调整抽汽及主蒸汽减温减压后供给。
5）当电网停止供电或发生故障时，要求汽轮发电机组临时孤网带厂用电负荷（25%左右）连续运行。
6）卖方需提供本机组各种运行工况（至少包括进汽量47t工况、100%、75％、50％、30％及采暖工况）的热平衡图。
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2.3材料、阀门、振动、防火的要求
2.3.1材料要求
1）根据技术要求选择适用的汽机本体及辅助制造材料是制造厂家的责任。按有关国标或有关制造厂选用的标准（如ASTM，AISI，ASME，SAE等标准）标出材料型号，当没有这些牌号时，标明材料制造厂家，材料的物理特性、化学成份。
2）卖方提供材料检验记录的副本。
3）汽轮机零部件的材料要求：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，卖方在标书中加以说明。
2.3.2随机供应的阀门要求
1）本标书包括了汽机本体及附属设备所使用的各种阀门，卖方提供的配用阀门均符合国标。
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相关法规和标准。
3）所有阀门及附件都操作灵活，开启、关闭速度稳定。
4）用于压力表的一次门是与其压力相对应的针型阀，水位仪表的一次门应用与其压力相对应的闸阀，以便于清洗水位计和连接管。就地排气或疏水阀是塞形阀和球型阀。对压力较高的疏水管和仪表管使用的一次门，设有两只隔绝阀。
5）所有阀门电动装置，选用有成熟的运行经验的产品，保证其可控性和可靠性，并提供该装置的接线图和特性曲线。
6）所有控制用调节阀，均提供装置的接线图、调节特性曲线及配备有关附件，并提供调节特性参数表和设备图纸。
7）用于油系统的阀门采用符合国家有关标准钢质阀门（管道材质不锈钢、阀门材质
不锈钢）。
8）为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都设置行程限制器，手动阀门除外。 9）每只阀门都带有指示开启和关闭方向的铭牌，还在阀门上明确标明介质流动方向。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。
10）真空系统的阀门（真空阀）具有可靠的密封性。 11）抽汽管道上设有水控快速关闭的逆止阀。
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12）凡是由于热力过程的需要，启动或停机时经常操作，安装位置工作条件很差，以及公称压力大于2.45MPa公称直径大于300mm的阀门，公称压力小于0.98MPa公称通径大于600mm的阀门，均设有电动操作机构。
13）汽机本体的所有节流件由卖方设计供货。
14）卖方提供的抽汽逆止阀特别注意执行机构的灵活性及关闭时间要求。 15）设备接口须配带反法兰及连接附件，法兰连接阀门须配带反法兰及连接附件。阀门、法兰及法兰间的垫片选型原则如下：
a.油系统垫片须采用质密、耐油、耐热的材料，不选用塑料、橡皮垫和石棉纸垫；汽水系统垫片采用不锈钢石墨缠绕垫片。
b.润滑油管道上的阀门及法兰附件、管件按比管道设计压力高一级压力等级选用，润滑油管道上的阀门选用明杆阀门，不选用反向阀门。
c.对于设计温度300℃及以下且PN≤2.5 的管道，选用平焊法兰；对于设计温度大于300℃或PN≥4.0的管道，选用对焊法兰。
16）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。
2.3.3振动要求
汽轮机在额定转速稳定运行时，各轴承振动在垂直、水平、轴向上双振幅值不大于0.025mm，轴振相对位移双振幅值不大于0.08mm，汽机临界转速的振动最大不超过0.1mm。临界转速避开额定转速的±15%，制造厂在轴承及轴承座的适当部位，备有装设测量元件的设施。
2.3.4防火要求
1）汽轮机考虑必要的防火设备及防火措施。 2）油系统中的电机按火电厂标准配置。 2.4安装和检修要求
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）在汽缸、壳上设置手柄，挂耳或其它装置；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、卸放和支承装置，以便于安装和检修。
3）汽轮机端部汽封的结构能适当调整轴向间隙，径向汽封、隔板汽封的间隙能在检修更换时调整。
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4）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。 5）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。
6）汽轮机出厂时做到内部清洁，特别是汽缸内部、轴承箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内彻底清理干净，并妥善防锈。
7）汽轮机有调整危急保安器动作转速的手孔。 2.5寿命要求
汽轮机的设计寿命不少于30年（不包括易损件），年运行小时数不低于8000小时，汽轮机易损件的设计寿命卖方在汽轮机供货技术条件中予以说明。
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第3章 汽轮发电机组技术要求
3.1系统概述
本工程余热利用系统主要由以下几个系统组成： (1) 主蒸汽系统
主蒸汽系统采用单母管制系统。
从余热锅炉来的过热蒸汽进入母管，再送至凝汽式汽轮机的主汽门或主蒸汽进入旁路减温减压器经减温减压后直接排入主凝汽器。
(2) 抽汽系统
汽轮机共有三级非调整抽汽，一级供给蒸气-空气预热器，预热垃圾焚烧炉一、二次风；二级供给除氧器；三级供给低压加热器。不设高压加热器。回热系统按锅炉给水温度130℃设计。
(3) 凝结水系统
汽轮机运行过程中，蒸汽在汽轮机中膨胀做功后，蒸汽排入凝汽器凝结成水，凝结水从凝汽器热井出来，经凝结水泵升压后，进入凝结水母管，经过轴封冷却器和低压加热器后再进入除氧器。
汽轮机解列后，经旁路减温减压装置后的蒸汽排入凝汽器凝结成水，凝结水从凝汽器热井出来，经水泵升压后，进入凝结水母管，并送入除氧器。
(4) 给水除氧系统
高压给水系统采用单母管制系统。
每台给水泵出口管并入给水母管，由母管接出至锅炉的给水管，经给水调节后进入汽包。
余热锅炉给水接自给水母管(给水温度130℃)。为了避免给水泵在启动和低负荷运行时出现汽蚀，在给水泵与除氧水箱之间设置给水再循环系统。
给水除氧采用中压旋膜式除氧。除氧器的出力根据最大给水消耗量来选择。除氧器水位调节，通过调节进除氧器的除盐水量实现。除氧器温度通过调节除氧器加热蒸汽压力实现。
(5) 疏水系统
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汽轮机本体疏水系统由疏水管、阀门和本体疏水膨胀箱组成，确保启动和停机时，将汽缸、蒸汽室、主汽管及各阀门的凝结水疏走并回收利用，当不能回收利用时，及时排出，确保机组安全。
(6) 排污系统
锅炉的连续排污率为1%，锅炉的所有部件和受热面管束均设有排水系统。连续排污进入连续排污扩容器，二次蒸发后的蒸汽送入除氧器，用于锅炉的给水加热。 3.2汽轮机及辅助系统的基本参数和技术要求
3.2.1 汽轮机基本参数及性能要求 3.2.1.1基本参数
汽轮机额定功率： 12MW 汽轮机主汽阀前蒸汽压力： 3.8+0.2-0.2MPa 汽轮机主汽阀前蒸汽温度： 390+10-15℃ THA工况蒸汽流量：60t/h 最大工况蒸汽流量：64t/h
给水温度： 130℃ 额定转速： 3000rpm 旋转方向：从汽轮机端向发电机端看为顺时针
抽汽级数： 3级（蒸汽空气预热器+除氧器+低加） 设计冷却水温度： 27℃ 最高冷却水温度： 33℃ 额定工况排汽压力：6.3kPa(冬季) 8.7kPa(夏季)
汽轮机额定功率时汽耗：4.971kg/kW.h 汽轮机额定功率时热耗：12129.1kJ/kW.h 使用寿命：≦30年 3.2.1.2机组工况
1）额定功率（铭牌功率）工况（TRL）
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汽轮发电机组能在寿命期内在表3-1所列条件下安全连续运行，发电机输出功率12MW(已扣除励磁所消耗的功率)，此工况称为能力工况或铭牌出力工况（TRL）。该工况为出力保证值的验收工况之一。
2）额定工况（THA）
汽轮发电机组能在寿命期内在表3-1所列条件下安全连续运行，发电机输出功率12MW (已扣除励磁所消耗的功率)，此工况下热耗率作为汽轮机验收保证值。
3）最大连续功率工况（TMCR）
汽轮发电机组能在寿命期内在表3-1所列条件下安全连续运行，发电机输出功率12.3MW(已扣除励磁所消耗的功率)，此工况称为最大连续功率工况，此工况称下功率为卖方的保证功率。
4）调节阀全开工况（VWO）
汽轮机发电机组能在寿命期内在表3-1所列条件下安全连续运行。汽轮机阀门全开的进汽量不小于的额定功率（铭牌功率）工况（TRL）的105 %，该进汽量不包含汽轮机的设计制造误差。此工况为汽轮机进汽能力保证值的验收工况之一。
5）卖方必须在计算后填写如下表格数据，作为机组性能验收试验典型工况。
表3-1 机组典型工况主要参数表
TRL T-MCR 工况 工况 汽轮发电机组热12374.2 12109 耗值kJ/kWh 主蒸汽压力3.8 3.8 MPa(a) 主蒸汽温度℃ 390 390 主蒸汽流量 61 61 kg/h 排汽压力 8.7 6.4 kPa(a) 排汽流量t/h 47.24 46.68 补给水率 % 1 0 给水温度℃ 130 130 发电机功率kW 12036.3 12308.9 VWO THA 70%THA 工况 工况 12937.12129.12324.3 1 9 3.8 3.8 3.8 390 64 6.6 390 60 6.3 390 44 5.3 32.23 0 130 8453.8 50%THA 40%THA 30%THA 12583.12941.143889 1 .2 3.8 3.8 3.8 390 33 5.2 23.44 0 122.4 6061.8 390 27.5 5 19.04 0 1161.1 4819.1 390 19 4.9 16.22 0 111.3 3604.7 49.25 45.84 0 0 130 130 12937.12071.3 2 注：相关参数详见附件中的热力系统平衡图。
3.2.1.3性能要求
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（1）汽轮机基本性能符合DL/T892-2004 《电站汽轮机技术条件》的规定。 （2）汽轮机组大修间隔期不小于4年。
（3）机组冷态、温态、热态和极热态的允许启动次数应满足：
冷态启动（环境温度20℃）次数200次 温态启动（停机8小时）次数1000次 热态启动（停机2小时）次数2000次 负荷变化率满足2.5%/min 特殊工况下满足25%负荷突变
（4）汽轮机组具有从各工况中的最大出力到允许最低运行负荷下连续运行的能力。 （5）当汽机负荷从100%甩至零时，汽轮机的控制系统具有自动控制汽轮机转速的能力，防止汽轮机超速跳闸。
（6）当机组做超速试验时，能在112%额定转速下短时间空载运行，这时任何部件都不超应力，各轴承振动也不超过允许值。
（7）汽轮机组具有下列负荷变化率。 a. 定压运行≦5%额定工况汽轮机计算功率。 b. 允许的阶跃负荷变化≦10%额定出力。 （8）卖方提供以下数据
a. 新蒸汽参数异常条件下允许连续运行时间h和累积运行时间h。如下表:
参数名称 主蒸任何12个月周期内的平均压力 汽压保持所述年平均压力下允许连续运行的压力 力 例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤12小时 任何12个月周期内的平均温度 主蒸保持所述年平均温度下允许连续运行的温度 限制值 ≤1.00Po ≤1.05Po ≤1.20Po ≤1.00t ≤t+8℃ ≤t+14℃ ≤t+28℃ >t+28℃ 汽温例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤400小时 度 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 不允许值
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b. 新蒸汽压力变化范围为3.5~4.0MPa，温度允许变化范围为375~400℃。 （9）汽轮机允许在48.5-50.5HZ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 （Hz） 51.5 51.0 49～51 48 47.5 47 累计（Min） >30 >180 连续运行 >300 >60 >10 允许运行时间 每次（Sec） >30 >180 >300 >60 >10
（10）汽轮机允许最低连续运行负荷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。 3.2.2汽轮机技术要求 3.2.2.1一般要求
（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） 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。
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（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。 3.2.3.6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。
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（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4～20mA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。 3.2.3.7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：
① 收集和凝结所有轴封和阀杆漏气的疏水。 ② 汽轮机的主汽门上、下阀座的疏水。 ③ 汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。 ④ 各抽汽管道上逆止阀的疏水。 ⑤ 汽缸疏水。 ⑥ 管道低位点疏水。 ⑦ 主蒸汽及抽汽管道的疏水。 ⑧ 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。 3.2.3.8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。
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（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。 3.2.3.9热工仪表和控制系统
（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。
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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4～20mADC控制指令并具有4～20mADC的两线制位置反馈。
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4～20mADC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。
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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110～112%，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。
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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
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（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%），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。
①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。
②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
③ 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。 ④卖方提供现场的安装、调试技术服务。 （8） 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。
①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。 ② DEH的功能
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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、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。
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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。
I．DEH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
M．DEH系统具有自动停机功能。 ③ 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：0～130％，精度0.5％。 C. 转速不等率：3～6％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MTBF＞8000小时/年 电控装置MTBF＞20000小时
④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。
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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
①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。
②全套就地仪表由卖方提供，并征得买方的认可。
③所供仪表的量程及精度满足机组在所有工况下监视和控制的要求。过程变量开关的精度、灵敏度及返回特性等能使过程变量在允许范围内时，其报警信号自动消除。
④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。
⑤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。
⑥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。
⑦卖方提供详细的电调装置功能及技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。
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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、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。
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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4～20mADC控制指令并具有4～20mADC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4～20mADC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
3.3.1发电机基本参数
发电机额定功率 12.0MW 额定电压： 10.5kV
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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/IN≥10% 短时（I2/IN）2t≥10
冷却方式： 密闭循环空气冷却 噪音：（距外壳1m处）<90dB(A) 3.3.2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。
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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fz≤94HZ，fz≥115 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/T7064—2002“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/T7064-2002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%。
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（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10~60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/30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）t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
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3.4.1.4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数值）
受力部位 Fx 主蒸汽进口 Fy Fz 合成 Ft Fx 各级抽汽出口 Fy Fz 合成 Ft Fx 凝汽器 Fy Fz 合成 Ft F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 力kg 力矩kg.m 备注 500 500 500 850 145 145 145 250 1000 1000 1000 1500 200 200 200 350 凝汽器一般无此要求 3.4.1.5汽轮机辅助系统技术规范
表3.4-13 调节和保护系统
序号 1 2 3 4 5 6 主蒸汽阀 数量 内径 阀体、阀杆材料 主蒸汽调节阀 型式 数量 内径 阀体、阀杆材料 负荷限制器 全周进汽 抽汽逆止阀 数量 内径 阻力 阀体、阀杆材料 名称 调节系统型式 单位 只 mm 只 mm 只 mm Pa(g) 43
数值 低压透平油数字电液调节系统 1 180 ZG20CrMoV/15Cr11MoV 提板式 8 50/60 ZG20CrMoV/15Cr11MoV DEH有 调节级和部分压力级非全周进汽 2 DN100~DN250 ≤10 ZG230-450/25Cr2MoVA 楚雄市生活垃圾焚烧发电工程汽轮发电机组技术协议
序号 7 8 9 10 11 12 危急保安器 型式 数量 跳闸装置 EH油低跳闸 真空低跳闸 名称 单位 只 套 mm mm kg/h
表3.4-14润滑油系统
数值 飞环式 1 润滑油压低跳闸 其它 真空破坏装置 型式 内径 初压调节器 大气释放膜 直径，厚度 材料 汽轮机排汽缸喷水量 有 有 有 见附图 真空阀 DN50 无 Φ200,1 400#非石棉橡胶板 5 序号 1 2 3 4 5 6 名称 采用的油牌号、油质标准 油系统需油量 轴承油循环率 轴承油压 主油箱 型式 容量 尺寸 设计压力 材料 油箱重量 回油重量 主油泵 型式 制造厂 容量 出口压力 入口压力 材料 壳体 轴 叶轮 单位 kg MPa(g) 数值 32/40 GB11120-1989 6300 8～12 0.085～0.125 卧式 3m 7 mm×mm×mm 3060×1800×1900 MPa(g) 0.3 Q235-A kg 3064 kg/h 6500 kg/h MPa(g) MPa(g) 44
同轴离心式 中国长江动力集团有限公司 65000 0.98 0.098 HT200-7 45 ZG230-450 楚雄市生活垃圾焚烧发电工程汽轮发电机组技术协议
序号 7 8 9 总重 名称 继电器控制阀 型式 内径 冷油器 型式 制造厂 数量 冷却面积 冷却水入口设计温度 出口油温 冷却水流量 油量 管子尺寸（外径×壁厚） 设计压力 管侧 壳侧 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） 每台总重 事故油泵（交流/直流） 型式 制造厂 数量 容量 出口压力 转速 材料 泵壳 轴 叶轮 电动机 型式 容量 单位 kg φm 台 m ℃ ℃ kg/h kg/h φmm×mm MPa(g) MPa(g) ℃ ℃ φmm×mm kg 2数值 230 无 —— —— 表面式 中国长江动力集团有限公司 2 20 ≤33 ≤45 44000 20000 φ15×0.7 0.25 0.25 65 45 304 Q235-A Q235-A φ415×40 955 离心油泵 台 m/h MPa(g) r/min kW 32（交直流各1） 20 0.37 2950 ZG230-450 45 ZG230-450 交流/直流电动机 5.5/5.5 45
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序号 10 11 12 电压 转速 总重 名称 单位 V r/min kg 台 m/h MPa(g) r/min kW V r/min kg 支 kW mm kg 台 m/h kW V r/min kg 33数值 交流辅助油泵 型式 制造厂 数量 容量 出口压力 转速 材料 泵壳 轴 叶轮 电动机 型式 容量 电压 转速 总重 油温调节器 型式 制造厂 数量 容量 尺寸 总重 主油箱排油烟机 型式 制造厂 数量 容量 电动机 型式 容量 电压 转速 总重 AC380/DC220 2950 460/480 离心油泵 1 19.8 0.98 2950 ZG230-450 45 ZG230-450 交流电动机 55 AC380 2950 1100 管状电加热元件 2 2 Φ63×959×2 10 离心式 1 1400 交流电动机 3 AC380 2950 130
表3.4-16 盘车装置
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名称 型式 容量 电压 转速 盘车转速 盘车程控装置 输入/输出信号标准 电源电压 输入功率 程控柜防护等级 其它
单位 kW V r/min r/min V 数值 手动投入自动脱开型电动盘车装置 5.5 AC380 750 ~5.6 盘车控制柜参数具体设计时提供 —— AC380 —— IP54 —— 表3.4-17 汽封系统设备
序号 1 2 型式 尺寸 压力调节范围 轴封加热器 型式 制造厂 冷却表面积 冷却水流量 管子尺寸和厚度 管子根数 传热系数 管阻 尺寸 总长 壳体直径 设计压力： 管侧 壳侧 设计温度： 管侧 壳侧 材料： 管子 47
名称 汽封蒸汽调节器 单位 mm MPa（g） m kg/h mm 根 KJ/h.m.℃ MPa（g） mm φmm kPa（g） kPa（g） ℃ ℃ 22数值 电子式三通调节阀 DN65，DN80，DN125 0.005-0.05 表面式 中国长江动力集团有限公司 20 62000 φ15×0.7 232 随工况变化 0.035 1885 Φ565 95 1580 50 320 06Cr19Ni10