明水生物质热电联产工程汽轮发电机组设备 技术规范书
2.7.4 汽轮机能够承受下列可能出现的运行工况：
(1) 汽轮机甩负荷后，允许空负荷运行时间不少于15分钟。
(2) 汽轮机能够在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间至少能满足汽轮机起动后发电机试验的需要。
(3) 汽轮机在排汽温度高达65℃下允许长期运行；在不高于80℃时，能低负荷连续运行。
2.7.5 汽轮机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。 2.7.6 供方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，提出明确的规定。 2.7.7 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不少于30年，在其寿命期内能承受下列工况。
停机72h以上（金属温度已下降至约为TMCR100次 的40%以下） 停机72h以内（金属温度已下降至约为TMCR温态启动： 700次 的40%至80%之间） 停机10h以内（金属温度已下降至约为TMCR热态启动： 3000次 的80%以上） 冷态启动： 极热态启动： 停机1h以内（金属温度仍接近TMCR） 负荷阶跃： ≥10%额定负荷 150次 12000次 供方提供在各种运行方式下，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。
2.7.8 汽轮机易损件的使用寿命，在供货条件中予以明确规定，工作温度高于450℃的紧固件，需充分考虑其松弛性能。 2.7.9 机组的允许负荷变化率为：
50～100%T-MCR 不小于5%/min 30～50%T-MCR 不小于3%/min 30%以下 不小于2%/min 负荷阶跃 10%
2.7.10 供方提供在汽轮机运行中，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不低于下表范围。 参数名称 主压 任何12个月周期内的平均压力 限制值 ≤1.00Po
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蒸力 保持所述年平均压力下允许偏离值 汽 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 汽 温 度 保持所述平均温度下允许连续允许的温度 例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间<400小时 ≤1.05Po ≤1.20Po ≤1.00t ≤t+8℃ ≤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≤t+（14～累时间≤80小时 28）℃ 不允许值 >t+28℃ 表中：（1）Po为主蒸汽的额定压力 （2）t为主蒸汽额定温度
2.7.11 汽轮发电机组的轴系各阶临界转速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，供方提供轴系各临界转速值。 2.7.12 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。各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。
2.7.13 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，能自动降至同步转速，维持转速稳定，并带厂用电。
2.7.14 供机组排汽压力升高到报警背压时允许机组带负荷持续运行的时间为2小时，在铭牌功率下持续运行允许的最大背压值为 KPa。
2.7.15 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机在正常背压至报警背压范围内，至少具有1min无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。 2.7.16 超速试验时，汽轮机能在114%额定转速下作短期运转，对任何部件不造成损伤，各轴系振动也不超过报警值。
2.7.17 供方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。 2.7.18 供方还提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。 2.7.19 汽轮机热耗率及汽耗率 机组净热耗率及汽耗率如下：
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工况 工1 工2 工4 工5 工6 工7 工8 工9 况况况工况名称 TRL工况 发电机净排汽压补给水净热耗率汽耗率 功率MW 力MPa 率 % kJ/kW.h kg/ kW.h T-MCR工况 THA工况 况75% THA工况 况50% THA工况 况40% THA工况 况30% THA工况 况高加停用工况 2.7.20 机组热耗率验收工况下的保证净热耗不高于 kJ/kW.h 2.7.21 供方按下式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。并提供进行热耗测定、计算和校正需要的有关标准、规程及规定等。 汽轮发电机组的净热耗
q =(M1(H1-hf)+Mis(hf-his)) / (PG-PEXC)
M1 主蒸汽流量 kg/h q 净热耗 kJ/kW.h Mis 过热器的喷水量 kg/h H1 主汽门入口主蒸汽焓 kJ/kg his 过热器喷水焓 kJ/kg hf 最终给水焓 kJ/kg PG 发电机终端输出功率 kW
PEXC 采用静态励磁时发电机端供应励磁变压器的功率 kW 供方按下列条件计算保证热耗： 给水泵效率80%
1、2段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5%
加热器端差按下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）
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上端差 ℃ 下端差 ℃ 2.7.22 机组热耗实验标准采用ASME PTC6-1996或国家现行最新标准，测定热耗值的仪表及精度，由供方提供意见，经买方认可。
2.7.23 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。
2.7.24 供方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。
2.7.25 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），对于其它辅助设备不大于85分贝（A声级）。 2.7.26 汽轮机纯凝工况发电净功率可达18MW. 2.8 汽轮机本体结构设计要求 2.8.1 一般要求
(1) 供方所供汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的，并已有相同容量汽轮机及附属设备制造、运行的成功经验。.
(2) 汽轮机滑销系统能够保证长期运行灵活，并能在运行中注入润滑剂。
(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ASME标准执行。
(4) 供方对所有连接到汽缸上的管道，提出作用力和力矩的范围要求。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) 供方提供启动时防止高压缸过热的措施。
(6) 供方提供：除回热抽汽外，另能供给厂用蒸汽的参数和数量。 2.8.2 汽轮机转子及叶片 汽轮机转子彻底消除残余应力
汽轮机设计能够允许不揭缸进行转子动平衡。 转子的临界转速符合3.7.12的要求。 转子的脆性转变温度小于121℃。
转子相对推力瓦的位置设置标记，以便容易地确定转子位置。 叶片采用成熟的设计产品，能在允许的周波变化范围内安全运行。
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低压末级及次末级叶片采用高频淬硬抗应力腐蚀及抗水蚀措施， 汽轮机设有足够应有防止叶片司太莱合金脱落的措施。
用于把叶根紧固在轮缘上的销子设有导向孔，供拆卸时钻孔之用。 叶根固定尺寸准确，具有良好的互换性，以便顺利互换备品叶片。
汽轮机各转子在出厂前进行动平衡试验，试验精度为轴承的振动速度小于1.2mm/s. 2.8.3 汽缸
（1） 汽缸的设计能使汽轮机在启动、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，始终保持正确的同心度。
（2） 高压缸进汽部分及喷嘴室设计适当加强，以确保运行稳定、振动小。进汽管密封环使用耐磨金属制成。
（3） 提供低压缸喷水减温系统中全部设备。
（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。 （5） 提供汽缸法兰螺栓的扳手。
（6） 提供揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施。
（7） 汽缸上的压力、温度测点设置齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。
（8） 汽缸端部汽封及隔板汽封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。
（9） 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。
（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。 2.8.4 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。供方提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。 （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超过65℃，轴承回油管上设有观察孔及温度计插座。监视油流的照明装置采用防爆型的，电压不超过12V。在油温测点及油流监视装置之前，无来自其他轴承的混合油流。
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