华能海门凝汽器技术协议.docx

华能海门电厂一期 1 号、 2 号机组 (2X 1036MW 工程 凝汽器设备采购合同 买方合同号 : 卖方合同号：A/ 整-D1000A-2006-037、038 附件一 技术协议 买方 : 华能国际电力股份有限公司 卖方 : 东方汽轮机厂 2006 年 07 月 汕头 广东电力设计院 代表 ： 电话 ： 020-87756416-8251 ： 020-87756416-8454 邮编 ： 510600 地址 ：广州市东风东路 846 号 东方汽轮机厂 代表 ： 地 址：四川省德阳市汉江路 38 号 电话号码： 0838-2432477 传真号码： 0838-2825968 618000 本合同附件正本一式 4 份（华能国际电力股份有限公司持 1 份、广东电力设计院 1 份、华能国际电力股份有限公司广东分公司 1 份、东方汽轮机厂 1 份） 华能国际电力股份有限公司 代表 ： 电话 ： 010-66491724 FAX ： 010-66491708 FAX 邮编 ： 100031 地址 ：北京市西城区复兴门南大街丙 5 号 （ 天银大厦 C 段西区 ） 华能国际电力股份有限公司广东分公司 代表 ： 地 址：广东汕头市达濠区 电话号码： 0754-7392000 传真号码： 0754-7392046 515071 附件 1 技术规范 1 1 总 则 1 2 工程概况 1 3 设计和运行条件 1 4 技术条件 6 5 监造 （检验 ） 和性能验收试验 17 6 设计与供货界限及接口规则 17 7 清洁、油漆、标志、装卸、运输与储存 18 8 设备规范表格 19 附件 2 供货范围 23 1 一般要求 23 2 供货范围 23 附件 3 设备、技术资料和交付进度 26 1 设备交货进度 26 2 资料提交总则 26 3 技术文件和图纸 27 附件 4 监造、检验和性能验收试验 29 1 概 述 29 2 工厂检验 29 3 设备监造 29 4 性能验收试验 30 附件 5 现场服务、培训和设计联络 32 1 卖方现场技术服务 32 2 培 训 33 附件 6 分包与外购 35 附件 7 大件部件情况 35 华能海门电厂一期 1号、2号机组（2X 1036MVV工程凝汽器设备采购合同 技术协议 附件1技术规范 1总 M 1.1 本合同附件适用于华能海门电厂一期 1号、2号机组工程2X1000MW超超临界机 组配套凝汽器设备，它提出了该设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技 术要求。 1.2 本合同附件中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标 准，卖方提供一套满足本技术规范书和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。 1.3 在合同签订后两周内，卖方按技术规范附件 1中4.7要求，提出合同设备的设计、 制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给 买方，供买方确认。 1.4 卖方对凝汽器及其附件的质量负有全责，即包括分包 （或采购）的产品。分包（或采 购）的产品，卖方将事先征得买方的认可。 1.5 本工程采用KKS标识系统。卖方在合同签订后提供的技术资料（包括图纸）和设备 标识有KKS编码。具体标识要求由设计院提出。 1.6 卖方将按照本合同附件所描述的技术提供相应的产品和服务。 1.7 在合同签订后，买方有权因规范、标准、规程发生变化而提出补充要求，具体内容 双方共同商定。 2工程概况 华能海门电厂位于汕头市潮阳区海门镇东南角洪洞村。 电厂规划容量为6X1000MW 燃煤机组，一期建设规模为4X1000MW,先建2X1000MW超超临界燃煤发电机组。 3设计和运行条件 3.1 工程主要原始资料 3.1.1 厂址所在地 厂址处在汕头市潮阳区海门镇东南塘边湾龙头山西南的滨海地段，隶属洪洞村。 厂址西北向距潮阳区约8km,东北向距离汕头市中心区约 23km（经深汕高速公路）。 3.1.2 厂区的岩土工程条件 厂址位于塘边湾西侧海岸、台地和平原区内，部份位于丘陵区。厂址区及附近的地 形总体上西南高北东低，最高峰为加坑山，海拔为 179.8m,东部龙头山为孤立残丘，海 拔67.9m,加坑山与龙头山之间为I级台地，厂址区拟设于I级台地上。厂址地貌类型 可分为台地地貌、平原地貌、海岸地貌、丘陵地貌。 厂址区基岩主要为花岗岩，辉绿岩以岩脉的形式出现。场地内中等风化基岩顶面 起伏较大，最深处高程约-42m。厂址区西南角基岩顶面埋藏深、东南角次之，北东角最 浅；测区中部基岩埋藏较浅，基岩顶面起伏变化不大。厂址区基岩埋深总体呈东西两侧 浅、南北两侧深，山坡浅、山谷深。 3.1.3 地震烈度 根据《华能汕头电厂厂址工程场地地震安全性评价报告》分析结果，本厂址地震基 本烈度为8度；根据《中国地震动蜂值加速度区划图》 GB18306-2001,本地区抗震设防 烈度为8度，设计基本地震加速度值为 0.2g;本工程主要建（构）筑物抗震措施按 9 度设防。 3.1.4 运输 本工程运输条件卖方主要考虑以水路和陆路运输为主。潮阳区交通方便，新建、扩 建了深汕专用公路潮阳路段、324国道潮阳路段、和惠公路、潮揭公路潮阳路段和陈沙 公路等，省道揭海线直达海门，深汕高速公路从镇的西-北面通过。厂址与海门镇之间 有村间公路连接。海运方面，海门湾内港距香港仅 161nmile ,距汕头港20nmile。关埠 港1000吨级货运码头、海门湾内港区5000吨级集装箱码头和500吨级驳船驳位码头已 投入营运。 电厂码头按照15万吨级规划设计，一期工程按 5万吨级加系缆墩兼靠7.5万吨级 船，港池和航道按照7.5万吨级进行设计和建设，作为运煤专用码头。同时建设 一座 3000吨级综合码头，用于设备和材料的接卸。 3.1.5 燃料 本工程设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种 1为澳大利亚蒙托煤，校核煤种2为山 西晋北烟煤。燃油采用0号轻柴油。 3.1.6 水源 电厂的淡水由汕头市自来水总公司供给。 电厂循环冷却水水源为海水。海门厂址地处广澳湾，电厂所处海域水深条件较好， 水域开阔，属于不正规日潮型。广澳湾海水含沙量较少，平均含沙量为 0.048kg/m3。 3.1.7输配电布置 电厂两台机组以发电机—变压器组接线接入 500kV系统。本工程厂用备用电源采用 110kV电源引接 3.1.8 气象条件 潮阳区（原潮阳市）地处亚热带气候区，海洋性气候明显，更无酷热，冬无严寒，气 候温和，阳光充足，雨量充沛，多年平均气温为 21.5 C,炎热月份（6〜9月）平均温度 在26c以上，较冷的1〜2月份平均温度在13c左右，平均气温年际变差较小。受季风 影响明显，冬季多吹偏北风，夏季多吹偏南风，夏季炎热多雨，年雨量为1500〜2000mm 雨量年内分配很不均匀，汛期（4〜9月）占全年雨量的80%以上，台风对本地区影响很 大，常受台风侵袭，并带来大量水汽，造成暴雨或大暴雨。潮阳区观测站是国家基本站， 现用潮阳气象站1959〜2003年实测资料统计的气象要素特征值如下： 多年平均气温： 21.9 C 极端最高气温： 38.2 C 极端最低气温： 1.6 C 多年平均相对湿度： 79 % 历年最小相对湿度： 10 % 多年平均年降雨量： 1703.9 mm 历年最大年降雨量： 2740.3 mm 最大一日降雨量： 396.2 mm 最大十分钟降雨量： 36.7 mm 多年平均风速： 2.8 m/s 实测十分钟平均最大风速： 25.0 m/s 三十年一遇设计风速： 35.7 m/s 五十年一遇设计风速： 37.8 m/s 极大风速:52.9 m/s（1991年7月1日在汕头登陆的9107号台风） 多年平均气压： 1013.1 hPa 多年平均日照时数： 2123.3 h 多年平均雷暴天数： 39.0 d 多年平均大风天数： 3.0 d 多年平均雾天数： 8.0 d 3.1.9 冷却水 凝汽器循环冷却水采用海水开式冷却系统，设计温度 23.5C；设计最高水温33Co 辅助设备冷却水采用闭式循环冷却水，最高温度 38C,设计压力1.0MPa（g）。水质 为除盐水 电导率25 C < 0.20 a s/cm 硬度 ~0 SiO2 <20^ g/L 3.1.10设备使用条件 机组运行方式： 定-滑一定方式运行。 负荷性质：带基本负荷并具备调峰运行功能。 机组布置方式： 室内纵向布置，机组右扩建（从汽机房向锅炉房看），机头朝向固 定端。 机组安装检修条件：机组运转层标高 15.5m。 3.1.11 厂用电系统电压： 中压： 中压系统为6kV、三相、50Hz;额定值200kW以上电动机的额定电压为 6kV。 低压： 低压交流电压系统（包括保安电源）为380V、三相三线、50Hz;额定值200kW及以 下电动机的额定电压为380V;交流控制电压为单相220V。 直流控制电压为110V,来自直流蓄电池系统，电压变化范围从 94V至M21V。 应急直流油泵的电机额定电压为 220V直流，与直流蓄电池系统相连，电压变化范 围从192V到248V。 设备照明和维修电压：： 设备照明由单独的380/220V照明变压器引出。 维修插座电源额定电压为 380V、70A、三相三线、50Hz;单相220V、20A。 3.1.122 仪用压缩空气： 仪用压缩空气通常清洁、干燥、无油，压力范围为 0.4至0.8MPa（g）。 3.2 系统概况和相关设备 3.2.1 汽机型号：N1036-25.0/600/600 型 汽机各工况参数详见汽机热平衡图。 3.2.2 汽机旁路系统（暂定） 高压旁路：35~40%BMCR,低旁：35%~40BMCR+高压旁路减温水量。 3.2.3 凝泵的配置情况： 3 >50 %凝泵，凝泵运行方式为二运一备。 3.2.4 凝汽器概况 凝汽器型式：单背压、双流程、双壳体、表面型、壳体和水室为全焊接结构。 凝汽器管材采用退火TA1。 凝汽器布置方式：横向布置、双流程、刚性支座。 总冷却面积： 51670m2 冷却水设计水温： 23.5 C 冷却水最高水温： J3 C 循环倍率： _<65 冷却水量： 115667 t/h 冷却管内水流速： 23 m/s 凝汽器出口凝结水含氧量：<20 g/L 凝汽器热井容积：240 m3 清洁系数： 0.9 冷却水工作压力： 0.2 MPa（g） 年平均运行背压（冷却水温23.5C）： 5.7kPa（a） 夏季工况时凝汽器高背压：9.6 kPa（a）（冷却水温33 C） 凝汽器设计工况水阻： 64 kPa 凝汽器汽侧进口允许最高温度： 80 C 凝汽器循环水允许温升： 8.63 C 凝汽器出口凝结水过冷度： < 0.5C 凝汽器设计端差： 31 C 空冷区排出的气-汽混合物的过冷度： 4.2 C 3.2.5 循环冷却系统 循环水来源：海水 供水系统型式：一次升压开式循环 循环水泵扬程:17 mH20 （暂定） 3.2.6 机组运行方式：复合运行。 负荷性质：主要承担基本负荷，并具有调峰能力。 3.2.7 运行条件 （1）凝汽器布置在室内汽机房零米层。 （2）循环水水质资料（海水） 1）盐度-: 31.1—32.2% 平均值 31.8 %。 2）总碱度：2.09— 2.15mmol/L 平均值 2.11mmol/L 3） PH 值：8.0~8.2 平均值 8.13 4）含盐量： 31.1~32.2%。平土MS 31.8% 5） SS: 4（y） — 0.031mg/L 平均值 4.67mg/L 3 6）平均含沙量： 0.048 kg/m 7）氟化物：0.73— 0.86mg/L 平均值 0.8mg/L 4技术条件 4.1 设计条件 设计条件符合DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》的要求。 设计工况：汽机T-MCR工况，设计循环水温允许温升，设计背压。 校核工况：TRL工况，循环水量不变； 4.2 设备性能要求 4.2.1 凝汽器的设计符合HEI标准。在汽机最大连续出力 TMCR工况下，管束内 的水流速度符合HEI标准，且不大于相应管材下的允许值，清洁系数按 0.9,堵管率按 5%设计。卖方提供凝汽器背压特性曲线（冷却水量、冷却水温与背压的关系曲线；凝 汽器水阻曲线）。 4.2.2 在规定的负荷运行范围内，凝汽器出口凝结水的含氧量保证不超过 20Ng/l。 4.2.3 在TRL或夏季工况或背压升高的事故运行工况下，凝汽器仍能连续运行， 并保证除氧要求。 4.2.4 凝汽器出口凝结水的过冷度不大于 0.5C。 4.2.5 凝汽器压力是指凝汽器壳体在距第一排管束（或第一根管子）不大于300mm 范围内的排汽流道上能维持的绝对静压力。 4.2.6 凝汽器内部提供汽侧汽水源的导流板，以避免汽水流冲蚀管束、加热器支撑 结构、加热器保护罩和监测仪表。 4.2.7 补充水（凝结水或除盐水）、凝结水泵再循环水、其他含氧疏水均通过多孔 管或其它能够完善脱氧的措施导入凝汽器管束上方，凝汽器内部设有必要的管道，以便 凝结水能得到最大程度的淋洒和加热，从而得到最佳除氧效果，并使除氧加热管束免受 喷水的直接喷射。 4.2.8 提供凝汽器内承受闪蒸冲蚀(诸如加热器疏水)部位的护板和喷水管，加热 器的蝶形封头可无护罩，护板采用厚度不低于 10mm的不锈钢板。 4.2.9 水室进水管位于离管板足够远的部位， 从而避免涡流和对进口管板处管子的 冲蚀，并确保所有管子的流量分布均匀。 4.2.10 凝汽器结构设计考虑能半面停运清洗，另半面工作。被清洗一侧冷凝管和 壳体共处高温下工作，冷凝管能承受加大的压应力，工作一侧的冷凝管处于相对较低的 温度下工作，冷凝管能承受加大的拉应力，凝汽器半面运行时，保证机组能带75%额定 负荷。 4.2.11 水室的设计压力取循环水泵关断压力所对应的水室底部的压力与任何水锤 冲击压力两者中的大值，且不小于 0.4MPa(g)。 4.2.12 凝汽器的设计确保管子与管板连接的严密性，从而防止循环水漏入凝结水 中。 4.2.13 凝汽器管材采用退火TA1,进口管材。管子厚度不低于 BWG240.559mm 0 管子的使用寿命在30年以上。抽空气区和通道外侧迎汽流的前 3排管子采用加厚钛管， 管子厚度不低于BWG220.711mn)o 4.2.14 凝汽器水室设计考虑循环水系统装设胶球清洗系统，水室不出现死角。 4.2.15 提供在凝汽器喉部预先装配好的轴封汽、抽汽管道、膨胀节以及为保护抽 汽管道膨胀节和低压加热器所用的不锈钢保护罩。卖方保证凝汽器喉部的抽汽管道位置 不影响凝汽器性能保证值。 4.2.16 低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢弹性膨胀节方式，凝汽器与基础采用刚 性支撑，即在凝汽器中心点为绝对死点，在凝汽器底部四周采用聚四氟乙烯支撑台板， 使凝汽器壳体能向四周顺利膨胀，并考虑了凝汽器抽真空吸力对低压缸的影响。 4.2.17 凝汽器能把低压缸与凝汽器中心线间热膨胀位移减至最小。卖方采取必要 措施，包括连接方式，负载分配，安装程序等的专门设计，以保证各个方向的热位移作 用于凝汽器上的各个方向的推力不损害凝汽器的安全运行。 4.2.18凝汽器能接受下列工况的蒸汽、疏水和回水的凝结和冷却并良好除氧。 项 目 8M: (t/h) 热始 (kJ/kg) 运行方■式  来自主汽轮机排汽 C (VWO) 来自给水泵汽轮机排汽 C (VWO) 来自汽机本体及其管道疏水 U启动、停机 来自给水泵汽机本体及其管道疏水 U启动、停机 来自轴封冷却器疏水 C (VWO) 来自抽汽管道疏水 U启动、停机 旁路排汽（低压旁路） U 主蒸汽管道疏水（包括主汽阀等） U启动、停机 再热蒸汽管道疏水 U启动、停机 高加事故疏水 E、SK 末级低加疏水 C (VWO) 低加事故疏水 E、SK 除氧器溢放水 E 高压缸排汽通风阀来汽 U启动、停机 凝汽器补水 C (TRL) 汽封调节站溢流回汽 E 辅助蒸汽疏水扩容器排水 C 低加排空管 U 凝结水泵排空管 U 凝结水泵冉循环 U启、停、低负荷 给水泵密封水回水 C 锅炉启动分离系统排水 U启、停、低负荷 其他 注：C —连续 U —间断 E —事故备用 SK —疏水扩容器 4.2.19 凝汽器采用合适、可靠的防腐及防磨措施，水室内部整体衬胶。腐蚀裕度 符合HEI标准。凝汽器内碳钢部件最小腐蚀余量至少为 1.6mm。暴露于海水的螺栓组件 采用不低于317L不锈钢材料。 4.2.20 对于装配材料、地脚螺钉（包括现场特殊的焊接用焊条）以及在蒸汽空间 充满水时所需的支撑件，由卖方负责提供。 4.2.21 凝汽器管板支点间冷却管的振动频率、凝汽器管束和管板由于蒸汽流动激 发的振动频率由卖方负责校核，并保证任何阶次自振频率避开汽轮机转速和其他可能成 为主要振源的机械转速的 及5%以上。 4.2.22 根据电厂所在地的地震烈度，按照国家建筑及设备有关标准，对连接部位、 支撑和地脚螺栓进行强度计算保证安全可靠。保证凝汽器各部位的变形、强度与密封都 在允许范围内。 4.2.23 凝汽器主要接管标明允许管道传递的反力、力矩及管道的最高工作压力， 及其最危险的受力组合，如不能满足买方要求，则根据双方要求协商处理。 4.2.24 凝汽器喉部装有两组低压加热器。并设有为低压旁路排汽用的三级减温、 消能装置（包括其减温水管及控制阀），当旁路系统投入运行时，低压缸排汽温度不超 过其限定值。 4.2.25 立方推荐成熟可靠的凝汽器间的抽真空连接方式，并在壳体上留出接管， 接管位置与设计院商定。 4.2.26 卖方提供疏水扩容器及凝汽器水幕喷水管道及控制阀。 4.2.27 凝汽器为并列横向布置。卖方提供凝汽器管束布置方式图，并加以说明。 4.2.28 凝汽器疏水扩容器要有足够强度，特别是在较高温度和较高压力的疏水进 口的部位有防冲装置，以防冲击扩容器箱壁。 4.2.29 凝结水系统采用无铜系统，凝汽器设备及相关配套部件的设计给予考虑。 4.2.30 凝汽器的防腐，采用衬胶的方法，其腐蚀裕度符合 HEI标准。 4.2.31 凝汽器喉部装有锅炉启动疏水减温、消能装置（包括内部减温水管及控制 阀）。控制阀采用进口产品。 1.1.31 寿命要求 1.1.31.1 卖方保证设备使用寿命不少于 30年。 1.1.31.2 凝汽器及其附件的使用寿命，考虑到在设备使用期间经受各项环境条件的 综合影响。 1.1.32 提供必要的噪音处理装置，以便达到噪声控制设计目标。最大允许的噪声 水平为：离开设备外表面1.0米距离处，噪声小于85dB （A）。若达不到标准，卖方采 取防噪声措施，使其符合标准。 1.1.33 卖方提供所有地脚螺栓及垫铁。凝汽器上接口如采用法兰连接，反法兰及 紧固件由卖方提供；如采用焊接连接，且与外接管道（买方范围）管径不一致时，由卖 方提供过渡管，且在工厂内焊好，保证与外接管道同种钢材直接连接。 4.3 设备制造要求 卖方按其成熟的经验和运输条件提供最大的分块供货运输到现场， 卖方负责现场安 装技术指导。 4.3.1 壳体 （1）凝汽器壳体结构有足够的刚度和强度要求。能够在充水、高真空运行、安全阀 排放及地震力等各种工况的危险组合条件下，具变形不危害凝汽器的安全运行，并能防 止来自汽轮发电机组的振动的影响。 (2)凡与凝汽器壳体相连的管道接口，工质温度在 150c及以上者均设隔热套管。 疏水疏汽工作温度超过400c者，采用合金钢。 (3)流量分配装置和挡板具有足够的强度，以防止高速、高温汽流冲击凝汽器管和 内部构件。 (4)在凝汽器壳体上部设人孔门，用于检查低压加热器和抽汽管。并设有格栅平台 和扶梯。 (5)本体高、中压疏水扩容器由卖方供货，采用挎篮式扩容器 (含疏水集管和疏水接 管)，其排汽管及疏水管分别接入凝汽器。卖方积极配合 ，安全可靠地接收进入疏水扩容 器以及至凝汽器的各路疏水。卖方提供高、低压疏水扩容器减温水控制阀和隔离阀。并 分别提供高、低疏水扩容器的最大减温水量。 (6)卖方积极配合，在现有的汽机基座及构架内，保证凝汽器安装检修没有困难。 (7)壳体的设计能同时承受存在的管子传递荷载和内部设计压力。 (8)凝汽器端盖考虑检修拆卸措施，保证检修方便。 (9)每台凝汽器有两套外接地极板。 (10)凝汽器壳体上设置电动真空破坏门。 (11)壳体灌水试验时不发生变形，不需临时支撑方案。 4.3.2 排汽喉部 (1)凝汽器与低压缸之间是弹性连接，连接处采用不锈钢膨胀节以吸收来自任何方向 的位移。 (2)为防止凝汽器喉部的变形传给汽轮机低压缸及凝汽器壳体，凝汽器喉部加装足 够的纵向和横向用于加强喉部刚性的撑杆。 (3)为改善汽流流动状态，喉部一般制成扩散形，其扩散角(单侧)一般不宜大于30°, 以防止汽流脱流。 (4)卖方提供在凝汽器喉部内经常用于高温汽轮机疏水导入喉部所需的特殊膨胀措 施。这些部位包括诸如汽轮机轴封漏汽等。 (5)凝汽器内设消能设施，凝汽器喉部的设备及管道考虑防止汽流和固体颗粒冲刷 措施。 (6)低压旁路排汽减温减压装置安装在凝汽器喉部前水室侧，当低压旁路运行时， 排汽缸温度不超过限定值。 (7)汽轮机低压缸抽汽管道从凝汽器喉部后水室侧接出。 (8)凝汽器喉部设有两台低压加热器，卖方提供加热器支撑并负责现场安装技术指 导，安装由买方负责。 4.3.3 水室 (1)水室管板采用复合钛板(进口)。水室作成蜗壳状能使水充满全部冷却管。水室 内部凡接触到循环水的材料具有抗海水腐蚀能力。 卖方对钛管与复合钛板的胀焊工艺，最佳胀管率及管与管孔的公差、间隙及质量控 制进行详细说明。 (2)凝汽器的设计需考虑系统装设胶球清洗系统，水室不出现死角。 (3)每个水室设置大小合适的放气和排水用的接口。 (4)每个水室设置人孔。为保证操作人员进入水室底部时安全，在水室进出口设置 安全格栅。 (5)卖方留有安装水位开关的接口。 4.3.4 热井 (1)热井有足够大的容积，不小于 TMCR工况下5分钟的凝结水量。凝结水出水口 设置防涡流装置，并在该处设置滤网，高出热井底部 5〜15cm,凝结水出口管合并为一 个接口，位置设在设计院所要求的位置。 (2)热井放水管带有真空隔离门，该管能在 1小时内或更少时间排出正常水位下的 全部凝结水。 (3)热井内部用档板分隔开，在凝汽器两端管板下部分区设置取样水槽和取样管接 口，整套凝汽器共设8个检漏接口，以监视冷却管与管板胀接严密性，防止硬水进入凝 结水系统。 (4)在凝汽器热井各磁翻板水位计及水位控制管处， 标记永久性的正常水位、高限、 高报警、低报警和低限水位等水位符号。热井水位有足够高度，保证在高、低报警水位 之间不小于300mm。 4.3.5 焊接 由于凝汽器真空度超过《钢制焊接压力容器技术条件》规定，并存在正压状态的超 压保护，壳体压力非连续变化等，所以它遵守《钢制焊接压力容器技术条件》和《钢制 压力容器焊接规程》外还作下列规定： 4.3.5.1 焊缝 (1)壳体对接焊缝为双面坡口焊接焊缝。靠汽机基座柱子侧可根据需要采取内侧坡 口。 (2)压力周界焊缝为全深度焊缝，以承受节点可能出现的正向和反向弯曲应力。 (3)支撑板作为平面壳体各区周界时，支撑板有足够刚性，且与壳体为双面焊缝， 焊缝高度满足最大周界应力要求。 (4)壳体其它部分不采用单面无垫板焊缝。 4.3.5.2 焊接 (1)焊接工艺的编制保证焊接后的残余应力不危害凝汽器的安全运行。 (2)凝汽器本体(含凝汽器喉部的两台低压加热器)现场组装焊接，卖方在现场组 装就位完毕后，将整个产品交付给买方，安装期间的备件由卖方负责。卖方向买方提供 焊接详图和编制焊接工艺。 (3)现场不作异类钢和低于10c以下的材料焊接。 (4)焊接满足HEI标准8.3节的要求。 4.3.5.3 焊接检验与评定 (1)凝汽器属于分解组装大件，所以图纸明确表明焊缝的无损探伤要求。 (2)按照《压力容器焊接工艺评定》进行焊接工艺评定，并作焊缝冲击韧性试验。 4.4 设备材质要求 4.4.1 凝汽器及其附属设备结构中采用的所有材料具有优良质量， 并适用于设备的 恶劣工作条件，所用材料适用于所输送的流体和指定的运行工况范围，如：对凝汽器顶 部的蒸汽主流区，采用能抵抗汽流冲击与腐蚀的管材，对空气排出区的管材能抵抗湿空 气的腐蚀和氨蚀，水室和管板材料有较高的抗冲击韧性，能承受低温循环水压的冲击而 不发生脆性破坏等。 4.4.2 为防止由于振动而损坏管子，装有足够的管束支撑。 4.4.3 凡碳钢材料除去内外表面的氧化层，所有清洗出的废渣全部消除。 4.5 仪表和控制要求(I&C) 4.5.1 卖方提供一套完整的仪表和控制设备 (元件)，包括液位计、压力表、温度 计和性能试验接口等，并提供远方指示和控制接口。设备选型由买方确认。 4.5.2 卖方提供其供货范围内全部的热控仪表设备 (元件)，对每一只压力表、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，热电偶 采用双支绝缘铠装型 K分度，热电阻采用双支绝缘铠装型 Pt100。卖方提供的热电偶/ 热电阻采用国家科技部等五部委颁发重点新产品证书及相当水平的国产产品， 温度检测 不接受温度变送器。 4.5.3 卖方供货范围内所有需通过机组 DCS来实现系统控制功能而必须提交的 设计资料分别提供中文和英文版本。立方确保中文和英文版本资料的一致性和准确性。 4.5.4 凝汽器壳体内配置、设计、支撑足够的不锈钢管用以测量汽轮机背压。不 锈钢管从凝汽器与汽轮机结合面处延伸至热井底部附近，以形成水封。每根不锈钢管和 支管，通过全套焊的连接件在管束上部穿出凝汽器壳体。 4.5.5 凝汽器水室适当位置设有磁翻板水位计，使运行人员能决定何时水室需要 抽真空或顶排管子何时已被空气充满。 4.5.6 凝汽器至少提供三对水位连续测量接口（接管至少为 20mm （内径）），满 足三取二或中要求，并配有所需的相关附件（包括一次门和平衡容器等安装附件），用于 水位差压变送器的安装（平衡容器的安装满足水位控制和各种高、低水位的报警和保护 要求）。对于在凝汽器上装设的其它测点，卖方按其功能在凝汽器上提供其测点位置及 安装接口。提供1对DN50水位测量接口（包括一次门等安装附件），用于液位开关的安 装，液位开关的报警、连锁、保护定值由卖方提出。 4.5.7 就地指示仪表的精度至少为1级，盘面直径不小于100mm （气动控制设 备的空气过滤器、定位器上的压力指示表除外 ）o通常情况下，表计的量程选择使其正 常运行时指针处在1/2~2/3量程位置。就地温度计采用万向型可抽芯式双金属温度计， 不采用水银温度计；安装在振动场合的就地指示表为防振型。 4.5.8 对压力大于6.4MPa和温度大于260c的疏水管和仪表管使用的一次门，要 求设置两只隔离阀。所有成套提供的就地测量仪表配供相应的安装附件 （一次门、二次 门及排污门等）。所有一次门后均配供不锈钢连接短管，高温高压场合的一次门及一次 门前短管的材质与相连的工艺管道管材相适应；低温低压场合的一次门材质采用不锈钢 （焊接式）。一次门、二次门及排污门等阀门采用进口优质产品，设备选型（高温高压仪 表一次门除外）按SWAGLOK、HOKE、PARKER等三家公司系列产品中选取，最终设 备选型由买方确定，且不发生合同费用变更问题。 4.5.9 阀门的驱动装置与阀体的要求相适应、安全可靠、动作灵活，并附有动态 特性曲线，选配的电动执行器要有足够的力矩裕度，保证在设计任意工况下能可靠开关。 有足够数量满足控制要求的行程、力矩开关（在全开全关位置配有四开四闭接点输出的 行程开关）。 4.5.10 所有控制用调节阀执行机构，采用进口优质产品，能接受 4〜20mADC 控制信号，并能提供4〜20mADC阀位反馈信号，负载能力应不小于 50g。调节阀电 动执行器按EMG/德国、SIPOS5德国、ROTORK/英国等三家公司最先进技术智能型 （带 HART通讯协议）系列产品中选取；调节阀气动执行器按ABB K.K/日本、Fisher Rosement/ 美国、CCI/美国等三家公司最先进技术系列产品中选取，最终由买方确定，且不发生合 同费用变更问题。卖方还应提供电动或气动装置接线图，对于气动阀应按系统控制要求 配供所有附件如智能型定位器（带 HART通讯协议）、电磁阀、行程开关、二线制位置 变送器等。气动执行机构每个气动阀应配置空气减压过滤器， 买方供气压力为 0.4~0.8MPa。调节阀气动执行机构和开关型气动阀门的执行机构在失气、失信号、失电 工况时，具有根据工艺系统工况控制阀门向人员和过程安全方向动作。 电磁阀按原装进口产品供货，电压采用交流220V,选型按SMC/日本、ASCO/美国、 NUMATIC/美国等三家公司最先进技术系列产品中选取，最终由买方确定，且不发生合 同费用变更问题。 4.5.11 卖方所提供的开关型电动阀门的电动装置采用智能型一体化产品，即： 电动装置内装设有接触器、热继电器等配电设备，买方只需提供三相三线 380V动力电 源和开/关信号就可驱动阀门。电动装置如采用进口优质产品，按ROTORK/英国、SIPOS5/ 德国、AUMA/德国、EMG/德国等四家公司最先进技术系列产品中选取，如采用引进技 术生产优质产品，按扬州电力设备修造厂引进德国西博思电动执行机构有限公司技术生 产的2SA30系列产品、四川自动化仪表七厂引进德国 H&B公司技术生产的系列产品， 天津自动化仪表七厂引进法国伯纳德公司技术生产的 SD等三家公司最先进技术系列产 品中选取，最终由买方确定，且不发生合同费用变更问题。所有阀门均提供装置的接线 图和特性曲线。所有电动阀门在全开全关位置配有四开四闭接点输出的行程开关和二开 二闭接点输出的力矩开关，接点容量（安培数）应至少满足如下要求： 230V AC 115VDC 230VDC I -接点闭合（感性回路）： 5A 10A 5A II-连续带电： 5A 5A 5A III-接点分断： 2.5A 2A 0.5A 4.6 标准 4.6.1 所提供的设备符合下列规范与标准: HEI:表面式蒸汽凝汽器的标准（最新版） ANSI/ASME - B31.1 《动力管道》（2005年） GB150-1998 《钢制压力容器》 GB/T699-99 《优质碳素结构钢》及第1号修改单 GB/T3077-99 《合金结构钢》 GB/T3280-92 《不锈钢冷轧钢板》 GB/T4237-92 《不锈钢热轧钢板》 GB6654-1996 《压力容器用钢板》及第1号、第2号修改单 JB4730-94 《压力容器无损检测》及第1号修改单 JB4726-94 《压力容器用碳素钢和低合金钢锻件》 JB/T4709-92 《钢制压力容器焊接规程》 JB4708-92 《钢制压力容器焊接工艺评定》 GB/T9112-2000 《钢制管法兰类型与参数》 GB/T9113〜9124-2000 《钢制管法兰》 JB/T10085-OT> 《凝汽器技术条件》 JB/T3344-93 《凝汽器性能试验规程》 ZBK54015-88 《汽轮机凝汽器加工装配技术条件》 JB/T56141-94 《汽轮机凝汽器产品质量分等》 GB/T700-88 《碳素结构钢》及第1号修改单 GBJ87-85 《工业企业噪声控制设计规范》 DL5000-2000 《火力发电厂设计技术规程》 GB/T2650-89 《焊接接头冲击试验方法》 GB/T228-87 《金属拉伸试验方法》 GB/T242-97 《金属管扩口试验方法》 GB/T246-97 《金属管压扁试验方法》 GB/T241-90 《金属管液压试验方法》 汽轮机产品油漆，包装和运输方面的标准 4.6.2 设备符合相应的工业设备抗震鉴定标准。并能承受 3.1.2节中的所提供的地 震数据。 4.6.3 上述标准和规定仅提出了基本的技术要求。如果卖方提出了更经济合理的设 计、材料、制造工艺等；同时又能使卖方提供的设备达到本标书之要求，并确保安全持 续运行，在征得买方同意后，方可使用。 4.6.4 从订货之日起至卖方开始投料之前的这段时间内， 卖方执行本技术规范书所 列标准，有不一致时，按较高标准执行。如果因标准、规程发生修改或变化，买方有权 提出补充要求，卖方满足并遵守这些要求。 4.6.5 卖方在开始投料制造之前，向买方提供一份执行 GB/T19000或ISO9000系 列标准的质量管理和质量保证书以及准备正式使用的有关规范与标准的目录清单。 4.6.6 对于采用引进技术产品的设备，在采用上述标准的同时，还采用国外有关标 准。但不低于相应的中国国家标准。 4.6.7 合同签订后3个月卖方提出合同设备的设计、制造、检验 /试验、装配、安 装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给买方，买方确认。 4.6.8 现场验收试验，凡未另行规定的均按ASME试验规范进行。蒸汽的性能取自 Ernst.schmidt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的 SI-单位制0〜800C, 0〜100MPa的 水和蒸汽特性图表。噪声测量方法按IEC标准进行。 4.7 性能保证值 4.7.1 设备至少保证满足下述性能数据，如实方能提出更高的性能数据，以卖方的 数据作为性能保证值（未填数据项以卖方所报数据作为性能保证值）： 年平均运行背压（冷却水温23.5C）： 5.7kPa（a） 满发时凝汽器平均背压： 9.6kPa（a） （TRL工况） 无 < 0.52 <3.1 C < 20 仙 g/ L 与4 kPa 不小于30年 水侧泄漏次数 过冷度 端差 凝汽器出口凝结水含氧量: 凝汽器水阻： 设备使用寿命： 噪声：离开设备外表面1.0米距离处，噪声小于85dB（A）。（按IEC标准执行） 4.7.2 卖方明确设备本体及主要部件的质保期 4.8 设备的试验及要求 4.8.1 材料试验 （1）每个部件均进行必要的工厂试验，以便确认材料无缺陷，并达到规定的质量要 求。 (2)任何管道及部件材料的检当经、检查和试验均符合 ANSI B31.1中所适用的要求。 (3)卖方对所有凝汽器冷却管进行 100%无损涡流探伤。对检查不合格的管子进行 更换。 (4)凝汽器冷却管现场安装前，如发现探伤检查不合格的管子卖方无偿进行更换。 4.8.2 现场试验 (1)凝汽器水室和其他受内压元件进行水压试验，按《汽轮机凝汽器技术条件》规 定执行，即水压试验压力为设计压力的 1.5倍。 (2)现场组装完毕后，汽侧进行充水试验，充水水位高度高于凝汽器壳体与接颈焊 缝200mm，维持