1、阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件1阜新发电厂“以大代小”技术改造工程2x350MW 机组汽轮机技术协议需 方 ： 阜 新 发 电 厂 建 设 处供方：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司设 计 方 ： 东 北 电 力 设 计 院辽宁电力勘测设计院二四年二月十七日阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件2签字页阜新发电厂建设处哈尔滨汽轮机厂有限责任公司东北电力设计院辽宁电力勘测设计院阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件3目 录附件 1 技术规范附件 2 供货范围附件 3 技术资料及交付进度附件 5 设备监造、试运行和调整试验、考
2、核验收试验附件 7 技术服务和设计联络附件 8 分包商情况附件 9 大部件情况阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件4附件 1 技术规范1. 总 则辽宁阜新发电厂（买方）与哈尔滨汽轮机厂有限责任公司（卖方）及东北电力设计院（工程设计方）对辽宁阜新发电厂技术改造工程 2350MW 抽汽凝汽式汽轮机的技术参数、设计要求、结构特点、制造质量、供货范围及设计分工等方面的技术问题进行了协商，签定本合同附件。本合同附件书未包含部分，按照卖方投标文件及答疑资料。其它未尽事宜，双方协商解决。1.1 主要技术规范1.1.1.额定出力为(在发电机端) 350MW1.1.2.蒸汽参数(条件)
3、主汽门进口的蒸汽压力 16.67MPa(a)主汽门进口的蒸汽温度 538再热汽门进口的蒸汽温度 5381.1.3. 背压 0.0049MPa(a)1.1.4. 给水温度 275.51.1.5. 热循环1.1.5.1. 亚临界机组采用的热循环是：一次再热、三级高压给水加热器、一级除氧加热器、四级低压加热器的回热循环。1.1.5.2. 循环中的给水补给水是从除盐水箱补充到凝汽器，采暖供热凝结水回到除氧器中，温度暂定 95。1.1.6. 结构特点：单轴、双缸、双排汽、抽凝汽式（连通管加蝶阀、可调）1.1.7. 布置： 纵向1.1.8 转速：3000r/min1.1.9 旋转方向：由调速器端向发电机端
4、看为顺时针方向。1.1.10 每台机组装设一台 100汽动锅炉给水泵。1.1.11 每台机组设置 15%BMCR 的二级串联简易旁路系统。1.2. 设备运行环境条件1.2.1. 厂址条件设备安装地点 辽宁省阜新市阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件5电厂海拔高度 169.7m夏季最高气温 40.6冬季最低气温 -28.4平均相对湿度 58地震烈度 度(地面运动加速度为 0.1g)平均气压 987.2hpa1.2.2. 设备使用条件机组运行方式 定压及变压运行负荷性质 带基本负荷并调峰（二班制）运行机组布置方式 纵向机组冷却方式 自然通风塔二次循环频率 50 HZ1.3
5、. 设计要求1.3.1. 汽轮机组额定工况 THA 下的额定出力为 350MW，其条件如下：1.3.1.1. 额定的主蒸汽和再热蒸汽参数1.3.1.2. 额定的背压 4.9kPa(a)1.3.1.3. 给水补水率为 01.3.1.4. 规定的最终给水温度 275.51.3.1.5. 回热抽汽全部投入，但厂内采暖等辅助蒸汽及供热抽汽为 0。1.3.1.6. 汽动给水泵投运1.3.1.7. 当发电机的功率因数为 0.85 时，在发电机端测得该汽轮机的出力，如果使用分开的励磁系统，那么上述测得的出力扣除励磁系统所消耗的能量。1.3.1.8. 额定出力的热耗为保证热耗。1.3.2. 汽轮机组能在下述条
6、件下连续发出 350MW 额定出力(TRL 工况)：1.3.2.1. 额定的主蒸汽和再热蒸汽参数1.3.2.2. 背压为 11.8kPa(a)。1.3.2.3. 给水补水率为 3。1.3.2.4. 规定的最终给水温度 279.1。1.3.2.5. 回热抽汽全部投入，但厂内采暖等辅助蒸汽及供热抽汽为 0。 1.3.2.6. 汽动给水泵投运。阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件61.3.2.7. 当发电机的功率因数为 0.85 时，在发电机端测得该汽轮机的出力，如果使用分开的励磁系统，那么上述测得的出力还要扣除励磁系统所消耗的能量。1.3.3. 汽轮机能在下述条件发出的最
7、大连续出力(T-MCR)，作为保证出力。 1.3.3.1. 额定的主蒸汽和再热蒸汽参数1.3.3.2. 背压为 4.9kPa(a)1.3.3.3. 给水补水率为 0时1.3.3.4. 蒸汽流量和能力出力工况(TRL)一样，1.3.3.5 其它条件和 1.3.2 从(4)到(7)一样1.3.3.6 哈汽提供汽轮机 MCR 工况下的出力为 368.5MW。1.3.4. 汽轮机能在下述条件及阀门全开(VWO)工况下运行：1.3.4.1. 阀门全开(VWO)工况的流量至少比最大连续出力(T-MCR)工况的流量大 3。1.3.4.2. 其它条件和 1.3.3.1、1.3.3.2、1.3.3.3 及 1.
8、3.3.5 相同。哈汽提供汽轮机在阀门全开(VWO)时的出力为 383MW。1.3.5. 在提供厂内辅助用汽（其中 0.80.9Mpa，暂定为 100t/h；）条件下，汽轮机组能在 100额定出力下连续运行。哈汽提供该工况的热平衡图。1.3.6 当高压加热器全部切除时，汽轮机组能在 100额定出力下连续运行。哈汽提供以下工况的热平衡图。额定工况，能力工况，MCR 工况, VWO 工况，高压加热器全部切除工况，供厂内辅助用汽工况以及其它部分负荷工况 70%，50%，30%和连续最小稳定负荷工况。1.3.7 哈汽提供汽轮机运行中主蒸汽及再热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（见下表
9、 1-6）以及带负荷能力，满足 IEC 标准要求。表 1主 汽 压 力 再 热 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 力不 超 过 在 高 压 进 汽 正 常 参 数 下 达最 大 流 量 ， 进 汽 压 力 等 于 105%额 定 压 力 的 高 压 缸 排 汽 压 力 的125%在 12 个 月 运 行期 内表 2主 汽 温 度 再 热 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年
10、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 +8在 12 个 月 运 行期 内阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件7表 32 个 主 汽 阀 2 个 再 热 阀 时 间在 保 持 表 2 温 度 下 ， 通 过两 个 主 汽 阀 的 蒸 汽 温 差 14在 保 持 表 2 温 度 下 ， 通 过 两 个再 热 主 汽 阀 的 蒸 汽 温 差 14在 12 个 月 运 行期 内非正常工况下：表 4主 汽 压 力 时 间105%额 定 压 力 P 120%额 定 压 力 在 12 个 月 的 运
11、行 期 内 累 积 小 于12 小 时120%额 定 温 度 +28 T 同 主 汽 温 度 不 允 许表 62 个 主 汽 阀 2 个 再 热 阀 时 间通 过 两 个 主 汽 阀 的 蒸 汽 温差 42通 过 两 个 再 热 主 汽 阀 的 蒸汽 温 差 42不 超 过 15 分 钟 ， 且 发 生这 种 工 况 间 隔 时 间 大 于4 小 时1.3.8 哈汽提供周波变化范围以及允许持续运行时间，优于 IEC 标准。机组在整个寿命期内能在周波 48.550.5Hz 的范围内持续稳定运行。根据系统运行要求，机组的频率特性可满足下表要求。允许运行时间频率（HZ）累计（min） 每次(Sec)
12、51.5 30 3051 180 18048.550.5 连续运行48 300 30047.5 60 6047 10 101.3.9. 汽轮机的寿命不小于 30 年，与锅炉以及其他设备的寿命一致，汽轮机在其寿命期内能承受下列工况：阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件81.3.9.1. 冷态启动(大修以后) 100 次1.3.9.2. 温态启动(周末停机后) 1200 次1.3.9.3. 热态启动(停机约 8 小时) 4500 次1.3.9.4. 极热态启动(停机少于 2 小时) 500 次1.3.9.5. 负荷突变(10额定出力) 4000 次哈汽提供不同模式的启动时
13、间和最大寿命损耗指数(CLE)最大应变过程 每个周期寿命损耗% 总寿命损耗%冷态起动 0.03 3温态起动 0.008 9.6热态起动 0.004 18极热态起动 0.002 110%负荷阶跃 0.001 4合计 35.6启动方式及时间，分钟起动状态 冲转方式 冲动至额定 转速时间 并网至额定 负荷时间 冲转至额定 负荷时间冷态 高压缸启动 105 115 220温态 高压缸启动 25 95 120热态 高压缸启动 10 40 50极热态 高压缸启动 10 20 301.3.10. 汽轮机年平均工作小时数不少于 7800 小时，其中：满负荷(额定出力) 4400 小时75额定出力 2400 小
14、时50额定出力 1000 小时1.3.11. 当汽机在额定转速下稳定运行，汽轮机垂直，横向振动的轴振双振幅值不超过0.05mm。辅助转动设备的振动达到 ISO 7919 标准所规定的优秀值1.3.12. 距汽轮机、主汽门、再热汽门设备外壳 1.2m 高，1m 处的最大噪音值不大于90dB（A） ，对于其它辅机，最大噪音值不大于 85dB(A)。1.3.13 最大供热抽汽工况1.3.13.1 工况条件1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，蒸汽品质满足规定的要求（VWO，THA） ；阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件92） 抽汽压力 0.8 MPa.a；抽汽温度 336.
15、73) 用于抽汽量不小于 240t/h；补水至凝汽器热井；4) 全部回热系统正常运行；5) 补给水率为 3%；6) 发电机功率因数为 0.85（滞后)，额定氢压；7） 汽轮机凝汽器冷却水温为 20；8） 此工况下的机组输出功率、抽汽量和热耗率分别为：297 MW、240t/h、6976.6 KJ/KW. h。1.4. 运行性能1.4.1. 汽轮机组能在额定出力到最小负荷之间稳定运行，并提供连续最小稳定负荷值，机组为联合变压运行方式。滑压运行范围为 5090额定出力。1.4.2. 哈汽提供汽机因受排汽缸温度限制所能允许持续运行的最低负荷值（无低压缸喷水）为 5%额定负荷，以及在发电机作为电动机运
16、行时汽轮机允许运行的时间为 1 分钟。1.4.3. 汽轮机组允许有下列负荷变化速率：1.4.3.1. 从 100变化到 70额定出力，每分钟变化不小于 51.4.3.2. 从 70变化到 50额定出力，每分钟变化不小于 31.4.3.3. 从 50变化到最小出力，每分钟变化不小于 21.4.3.4. 允许阶跃负荷突变为每分钟 101.4.3.5. 哈汽提供上述负荷变化的寿命消耗率。1.4.4. 当甩 100的外部负荷时，汽轮机的电液控制系统能自动控制汽机转速以防机组脱扣。1.4.5. 在不正常的环境条件中或凝汽器冷却水系统发生故障过程中，汽轮机能在较高的背压下运行，汽轮机能在一定时期内实现背压
17、高至 0.0176MPa(a)的安全运行。1.4.6. 当超速和超速试验时，汽轮机组能短时间内不带负荷在转速直到额定转速的112工况下运行，且不发生任何部件超应力或其他方面的损伤，同样机组能在短时间内不带负荷安全地运行，直至转速升到机组脱扣转速止，机组的振动也在哈汽所确定的正常范围内。1.5 标准和规范除在相关条款中注明的以外，设备和材料的制造标准以 IEC 和 ISO 标准为基础，亦可阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件10采用供货商所在国标准或下列美国标准：ANSI 美国国家标准学会ASA 美国标准协会ASME 美国机械工程师协会ASNT 美国无损探伤协会ASTM
18、 美国材料试验协会AWS 美国焊接协会HEI 热交换器学会HI 水力学会2. 技术要求2.1. 总则 2.1.1. 哈汽提供的汽轮机及其附属设备是先进，成熟的设计，并具有运行的实际经验，不使用试验设计和试验产品。2.1.2. 哈汽提供，在最不利的运行条件和一个抽汽逆止门故障时，汽轮机的超速分析（见附件 14） 。2.1.3. 高压第一级采用调节级。2.1.4 在汽机设计及制造中，采取适当措施，保证其易于维护和减少检修停机时间。a.为拧紧及拆卸汽缸中分面上大螺栓，采用电加热装置b.为便于汽缸安装，高中压缸采用下猫爪中分面支面。低压缸采用整块刚性台板。c.低压内缸采用平法兰，不再凹入，容易拆卸维修
19、。d.汽缸与轴承箱的定中心梁结构，采用偏心圆销，容易安装及定位。e.转子全部为整锻转子，动叶为自带围带结构，容易安装维修。f.转子高速动平衡精度高，减少了安装工作量。g.静叶安装方便快速，容易对中。h.汽缸均为多层缸结构，定位容易。一次定位后，检修时再不用调整。隔板套也是如此。i.转子间带有同心止口的调整垫片，易于安装和检修。2.1.5. 汽轮机大修周期不少于 4 年，机 组 的 可 用 率 大 于 94 ， 强 迫 停 机 率 小 于 1 。2.1.6. 为保持适当的运行环境温度及安全，哈汽在化妆板及其它各处采取适当的措施及化妆板开孔，以散发热量。位于狭窄地区的设备及材料，能承受 80最高空
20、气温度。阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件112.1.7. 汽机的易磨损件全部使用可以更新的部件。2.1.8. 15%容量的简易旁路系统参与启动的过程，防止高压排汽缸过热。2.2. 汽轮机转子及叶片2.2.1. 汽轮机转子彻底消除热应力，高、中、低压的锻造转子均为无中心孔的转子。2.2.2. 汽轮机设计允许不揭缸进行转子平衡工作。2.2.3 哈汽对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、联轴器等负责统一归口，保证机组的轴系有良好的稳定性。汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速避开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。临界转速（按轴系、轴
21、段分别填写）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 值轴 段 名 称轴 段 轴 系 轴 段 轴 系 轴 段 轴 系 轴 段 轴 系高 中 压 转 子 1601 1698 4000 4172低 压 转 子 1559 1654 4000 3815发 电 机 转 子 电 机 厂 供 1316 电 机 厂 供 3465哈汽提供的转子保证汽轮机在所有稳定运行工况下（转速为额定值时）运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直、轴向横向均不大于 0.025mm，在任何轴颈上所测得的二个方向双振幅振动值不大于 0.076mm，各转
22、子轴系在通过临界转速时各轴承振动值不大于 0.1mm，轴振双振幅相对振动值小于 0.20mm。哈汽提供过临界转速时的最大允许振动值（报警值和脱扣值）如下：报警值为 0.127mm、脱扣值为 0.254 mm。2.2.4 提供并说明可靠的保护汽轮机轴及轴承不受轴电流损伤的措施为：在低压排汽缸上和保护装置中均有接地装置。2.2.5. 所有叶片为成熟设计，叶片的共振频率避开允许周波变化范围，提供低压末级及次末级叶片的 CAMPBELL 图。2.2.6 任何一级蒸汽的含水量限制在优良设计的百分比范围内以保证汽轮机有较长的寿命，末级及次末级叶片有必要的抗应力腐蚀和抗汽蚀措施。具体措施为：叶片设计动应力小
23、。次末级叶片采用喷丸强化，末级叶片焊整块型线状司太立合金片。严格控制叶片制造过程，特别是热处理规范，严格检验机械性能、化学成份、硬度等，并对不同炉批号的成品叶片进行破坏性检查。阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件12对叶片进行磁粉检查，如有应力集中，进行除应力处理。2.2.7. 叶根尺寸公差能保证备品叶片的互换性。2.2.8 提供转子及叶片的材料，以及转子重量和转子 GD2值。转子及叶片材料见 3.1.1.16，转子重量见 4.1.15，转子的惯性矩 GD2值如下：（1）高中压转子： 12.3tm2 (WR 2=3075kg.m2)（2）低压转子： 90.9tm2 (
24、WR 2=2272.5kg.m2)2.2.9. 哈汽对汽轮机和发电机联合后的轴系负责。2.3. 汽缸2.3.1. 汽缸的设计，能使汽缸在起动、接带负荷、连续稳定运行及冷却过程中因温度梯度造成的变形为最小，并始终保持正确的同心度。低压缸设计保证足够的刚度，使其变形最小。2.3.2. 高压缸进汽部分及蒸汽室设计，适当加强，以确保运行中稳定并无振动现象。进汽管密封环耐磨损及耐高温。2.3.3. 高压缸排汽端设计压力，为阀门全开(VWO)时高压缸最高排汽压力的 1.25 倍。2.3.4. 对汽缸，蒸汽室及管道用的高温高强度螺栓的选择及识别记号给以注明。哈汽将选择的螺栓材料的质量保证要求，以及在工厂及现
25、场识别螺栓的方法，提交买方确认。2.3.5. 提供保护整个机组用的汽机安全排放隔膜及紧急脱扣装置，以使排汽压力限制在0.055MPa(g)左右。2.3.6. 提供全自动排汽缸喷水冷却系统，并配备必要的控制阀及控制装置。2.3.7. 汽缸的滑销系统有良好的设计以保持运行中的动静同心度和膨胀自如。2.3.8 哈汽提供低压缸与凝汽器的接口尺寸，以及对凝汽器的性能要求。2.4. 轴承及轴承座2.4.1. 主轴承的型式能防止出现油膜振荡及转子不稳定的可能。且能承受各种工况下的负荷，包括阀门的常规和故障试验工况。2.4.2. 在任何运行条件下，各轴承回油温度不超过 70。每一轴承设有监视油流的装置。在油温
26、测点及油流监视装置之前，没有不同轴承油流混合。2.4.3. 支持轴承设两套轴承金属温度测点，测点装于轴承金属温度最高处。2.4.4. 推力轴承能承受在任一运行工况下，产生的向任何一方作用的最大推力，例如高阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件13中压调门不在同时关闭的工况。提供轴向位移指示器。轴承温度直接以瓦块金属温度指示，每一工作瓦块设一测点。推力轴承外壳内设一永久基准点，用以检查转子位置。支持、推力轴承均为可倾瓦轴承，每个支持轴承下部两瓦块上各有一个测点，推力轴承上部正负推力面上各有两块瓦块上共 4 个测点。需要顶轴装置。2.5 主汽门、中压联合汽门及调节门2.5.
27、1. 哈汽提供主蒸汽管道与阀门的焊接方法，端部均按管子焊接坡口要求，进行内外侧加工，主蒸汽管道材料采用 A335 P91，按照设计院提供的管径和壁厚设计。2.5.2. 主汽及再热汽门设计成能关闭严密，以承受主蒸汽及再热蒸汽管道的水压试验。主汽及再热汽门设计成能承受锅炉压力部件设计压力的 1.5 倍的水压试验。每个阀门有可更换的阀座，且提供备用阀座。2.5.3. 每一主汽门，再热汽门及调节门都备有必要的装置以指示阀门是否处于节流状态。2.5.4. 主汽门及再热汽门的操作和控制回路能在运行中进行遥控顺序试验。2.5.5. 哈汽提供主汽门和再热汽门初次起动时用的临时滤网和运行中使用的永久滤网。并且提
28、供轴封汽系统用的永久滤网。一切阀门均有适当的临时滤网。2.5.6. 哈汽提供主汽门和再热主汽门在电厂启动前吹管用的临时堵板和阀座。2.5.7. 哈汽提供吹管用的主汽门及再热主汽门的备用密封填料，以及取出细滤网后用的主汽门和再热汽调节门的附加备用密封填料。2.5.8. 主汽门及再热汽门阀座与阀头接触面研磨，保证 100%线接触。2.5.9. 主汽门和调节门的关闭时间小于 0.3 秒（包括延迟时间） 。抽汽逆止阀关闭时间小于 0.5 秒。2.5.10. 哈汽提供调节门的调节曲线。2.6. 汽机液压控制系统及抗燃油系统2.6.1. 汽机控制系统为数字电子液压(DEH)型，DEH 系统具备以下功能：2
29、.6.1.1. 使汽机能自动起动、同期盘车及带满负荷，能保证汽机自盘车至满负荷按照与汽机金属温度、蒸汽参数允许的寿命消耗率相配合的最大速率进行自动控制。2.6.1.2. 监视主蒸汽参数、汽机发电机辅机状态及热应力。此外，能把所有输入提供给DAS 系统，以便用一般电站仪表计算汽轮机性能。2.6.1.3. 在需要限制汽轮机出力的工况下，能将负荷需要信号限制在适当值内，并发出警报以示这种工况。系统具有最大和最小负荷限制以及可变负荷率限制。阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件142.6.1.4 所有液压管道避免布置在高温区，并与高温区有效隔离，以避免高温传给控制液。2.6.2
30、. 高压抗燃油系统哈汽提供抗燃油系统，在抗燃油系统中抗燃油所有管道和附件是不锈钢，抗燃油系统至少包括抗燃油箱、两台 100高压油泵、滤油器、滤油泵、储能器及冷却器、再生装置等。哈汽提供 250%的抗燃油量。2.7. 保护装置2.7.1 危急保安装置，汽轮机至少装有 2 套危急保安装置，其中一种是机械型式(偏心重量式)，另一种是电子型式，卖方提供这些危急保安器工作转速（109%N110%N）和复位转速（3050RPM） ，主脱扣手柄应装在汽机前面，脱扣按扭装在控制室操作台上。提供 2 套测速装置，其中 1 套位于机头（7 只） ，另一套位于盘车大齿轮处（3 只） 。2.7.2. 汽轮机脱扣系统（
31、见 ETS 项目）该系统在危险运行工况下使汽轮机脱扣，系统的主要功能是检查所有需要脱扣信号是否正确，并确保在确实需要时立即脱扣。哈汽列出使汽机脱扣的条件，并说明每一个触发脱扣信号的来源和用汽轮机旁路系统快速热态再启动的程序。2.7.3.推力保护推力轴承金属磨损的信号触发推力保护装置使汽轮机组脱扣，向买方提供详细说明并备有必要图纸。2.7.4.防止汽轮机进水哈汽在本协议中提出下列内容。2.7.4.1.防止汽轮机进水装置的说明如下：严密监视抽汽口的上下汽缸的温差，若温差大于 42 度，便报警，则有可能进水，要打开疏水闸疏水；若温差达到 56 度，则可证明已进冷水，要马上停机。2.7.4.2 汽机疏
32、水阀简图和操作方式的说明。汽轮机启动后，疏水门全开，负荷升到 10%额定负荷时，高压缸的疏水阀关闭，负荷升到 20%额定负荷时，中压缸疏水阀关闭。降负荷时，则疏水阀开启，过程为相反。2.7.4.3. 哈汽的供货范围明细表2.7.4.4. 由哈汽推荐的其它技术要求。2.7.5. 润滑油保护阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件15当管道中油压降低到哈汽所设计和说明的某一预定值时，润滑油保护装置使汽轮机组脱扣。2.7.6. 真空脱扣当真空跌至某一预定极限时，低真空脱扣装置关闭所有阀门并使机脱扣，所使用的装置型式和真空预定值由哈汽提供。2.7.7. 汽轮机温度控制设备2.7.
33、7.1. 润滑油温度控制系统能通过自动调节运行中的冷油器的冷却水量来控制油的温度，并达到所需要的预定值，哈汽供应控制阀和必要的温度指示器以便在温度控制中使用，所有遥控和报警用的安装在现场上的设备也由哈汽提供，这些设备连接至接线盒以便连接控制电缆。2.7.7.2. 抗燃油温度控制。(温度控制选用进口可靠产品)2.7.7.3. 汽轮机排汽缸温度控制。2.7.8. 汽轮机轴封汽控制哈汽提供汽轮机轴封汽控制设备，包括控制所需要的全部说明和图纸。2.7.9. 汽轮机热应力控制数字电液/电液(DEH/EH)控制系统监控汽轮机热应力，为计算汽轮机力用的所有输入提供给数据采集系统，哈汽提供说明、应力图等等。
34、2.7.10. 联锁哈汽提出一份所推荐的保护汽轮机组用的联锁的全部名称，并指明这些联锁功能将用在何处。 2.7.11. 指示和报警哈汽提供-整套指示和报警设施及必要的说明和图纸。2.7.12. 运行中试验运行中试验设备能使所有汽机主汽阀、调节阀、中压截止阀和所有汽机脱扣电气回路实现遥控试验。这些试验设备完全组装好，接好导线并套在管子中。哈汽提供联结插头和电缆以便联结试验装置和所试验的设备，提供试验逻辑图。2.7.13. 其它保护装置哈汽提供下列保护装置，说明及图纸等：2.7.13.1. 删除2.7.13.2. 负荷限制功能阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件162.7
35、.13.3. 低压汽轮机排汽压力安全薄膜2.7.13.4. 删除2.7.13.5. 紧急排放阀2.7.13.6. 轴接地装置2.7.13.7. 胀差2.7.13.8. 振动2.8. 仪表和控制2.8.1. 总的要求2.8.1.1. 哈汽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，以书面文件提出参数测点布置及控制要求，并成套供必要的检测控制设备。2.8.1.2. 随本体供应的检测元件、仪表及控制设备，尽量选用进口产品，并符合符合国家有关标准。其仪表及控制设备的选型与全厂的仪表及控制系统选型协调一致。哈汽对每种类型的仪表提出三个制造厂清单供业主选择及确认。选用的仪表不
36、含有水银等有害物质。不选用国家宣布淘汰的产品。2.8.1.3 哈汽负责设计和提供一套完整的数字电液控制系统，它包括 DEH 系统设计所需的所有仪表、设备，并对其安装做好监督。DEH 硬件与 DCS 一致，哈汽提供所有的控制要求及资料给 I&C 岛卖方和买方，并满足 I&C 岛投标商所提出的接口要求。DEH 机柜将由 I&C岛投标商布置在综合控制楼的电子设备间内，哈汽提供所有设备的制造和安装详图给买方。抽汽逆止门选配的电磁阀为 220V AC。2.8.2. 电源与信号2.8.2.1. 哈汽供货的仪表控制装置满足以下能源要求：a.电源供电：220VAC 50Hz 单相380VAC 50Hz 三相1
37、10VDC 220VDCb.气源供应：0.5-0.8Mpa 压缩空气(无油无水)2.8.2.2. 哈汽供货的仪表控制装置的信号接口满足下列规范要求：a.电信号：高电平信号：4-20mA 1-5VDC热电偶： K 分度 阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件17热电阻： Pt100（三线制）开关量信号为无源接点，其接点容量不小于 3A，220V AC，0.5A 220V DC.b.气信号：0.02-0.1MPa2.8.3. 哈汽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、取源部件、检测元件(包括传感器)、安全保护装置、调节阀门、以及与检
38、测元件或传感器相连接的特殊仪表等。包括提供的接线盒或现场控制盘上，工作范围、电缆接口。2.8.4. 数字电液控制系统(DEH)哈汽提供数字电液控制系统，具有两台同类系统两年以上运行所反馈的现场成功设计经验。数字电液控制系统是以微处理器为基础以 CRT 和键盘操作的控制系统。CPU 和过程 I/O 将是冗余配置的。该控制系统有很高的可靠性、易操作、易维修，灵活性强，有自诊断功能，提供关键部件备品以防发生危险状况。哈汽可以采用业主选用的 DCS 硬件构成 DEH。哈汽保证提供可靠的通讯接口与 DCS 交换信息，承诺与 DCS 供货商的配合工作，并提供与通讯相关的全部软、硬件资料。2.8.4.1.
39、所有分散处理单元都具有冗余配置，冗余分散处理单元包括冗余功能处理器、冗余内存和冗余通讯设备，该处理器组之一运行时，它包含功能控制器或处理器所需要的所有功能，另外一个则处于热备用状态，跟踪运行处理器的实际状态，连续刷新(数据)，如果正在运行的处理器被连续运行的诊断回路确定出现故障，所有功能立即切换至热备用的处理器，并提供切换报警，热备用处理器也具有连续运行诊断和故障报警功能。2.8.4.2. 技术参数包括控制的反应速度，精确度和可利用率。2.8.4.3. DEH 的配置要求包括如下(但不限于此)：CPU 负载为 50%每个柜子有 10%的模件备用槽。每种类型的 I/O 卡有 10% I/O 点备
40、用容量。40% 电源量冗余。完成汽机保护功能、基本控制功能, 采用独立的、冗余的 CPU。2.8.4.4. 锅炉与汽机是一运行整体，IC 承包者提供协调控制系统(CCS)，哈汽负责DEH 设计，但要求配合 I&C 承包商进行 CCS 设计,并满足 I&C 承包商的技术要求。机组在定压及定-滑压工况下，机组能以下列任一方式运行：(a) 锅炉随动方式阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件18(b) 汽机随动方式(c) 机炉协调控制方式机组能满足以下工况安全运行的要求：(a) 混合滑压方式(b) 采用旁路系统或不采用旁路系统的启动(c) 根据 CCS 要求快速切回(d) 发现
41、静子冷却水失去，机组能快速切回以满足发电机要求。该为 CCS 和报警窗提供两个代表“失去冷却水”的接点。2.8.4.5. DEH 至少有如下功能：自动启动，同步及加载。此系统保证能在最大升速率下对汽轮机从盘车到满负荷的升速过程的自动控制。此最大升速值受汽机热力状态、所供蒸汽的参数及汽机预定寿命的允许寿损的限制。自动升速系统的设计考虑汽机旁路系统的影响，还使机组启动方便。 所有必要的预先检查，以确保具备自动启动的初始基本条件 所有必要的用于控制升速速率的计算机监控程序 机组的自动同步 汽机负荷限制 速度升降可调的负荷频率控制 高中压缸应力控制器及寿命耗损存储器 提供超速保护控制以减少可能性的超速
42、 启动压力控制 抽汽牵连调节控制在主控室控制台上设有这样的装置，它能使运行人员在启动过程的任一阶段进行控制，而系统持续监视升速过程并显示所有有关的数据以指导操作运行，同样地，在启动及加载过程中的任一阶段可进行无扰动自动切换。提供的限制设备即使在限制设备故障的情况下，还能在适当的监测下，越过某些预检和监视功能而使系统的运行得以维持。DEH 能从盘车状态，通过自动同步，升整到预定负荷。此时提供在 DEH CRT 操作台处的运行人员自动操作方法、DEH 自动操作方法（ATC）及无扰动切换。还具备下列条件：(a) DEH 能接收及解除机组手动或自动同步输入信号。(b)该系统使用标准的电厂测量仪表来监测
43、主蒸汽参数，辅机状态，计算汽机热应力，并向IC 投标商的数据采集系统(DAS)输入供汽机性能计算所需要的所有数据。阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件19(c) 该系统能在任何负荷下，以一安全可控的方法自动地关闭机组及辅机。(d) 该系统监视限制机组出力的工况的循环参数及设备状态，当此工况出现时，系统将负荷指令信号限定到一合适值，并发出报警以提示此工况。系统就每一有负荷限制要求的工况提供接点输出以供业主使用。(e) 该系统有适应机组工况的最高、最低可调负荷限值及负荷变化率限值。(f) 该系统能自动控制汽机速度，它可使机组从满负荷急剧下降到零负荷时不会使机组转速达到超速
44、跳闸点。正常运行时则可参与电网频率的平衡。(g) DEH 系统包括一显示系统，向运行人员提供监视自动启动过程所需的所有信息，手动启动所需的各种信息及每一步的指令。显示和打印的信息采用简体国标字符集。这些信息至少包括： 所有相关过程的参数值 所有有关设备的状态 异常工况 限制因素 预定目标（如：终负荷及加载速率） 当前阶段（如 2000rpm 时等温加热） 下一阶段（如同步） 操作指导（如增速） 相关过程参数的趋向 汽机寿损 热应力计算值(h) 阀门管理功能(i) 阀门限制功能(j) 转子超速试验2.8.4.6. DEH 系统至少有下列信号送到 CCS 系统，但不限于此。频 差 （420mA）调
45、节阀位 （420mA）总功率 （420mA）负荷参考 （420mA）汽机转速 （420mA）阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件20汽机遥控制禁止远方控制升禁止远方控制降速度/负荷保持DEH 系统至少接受 CCS 系统来的下列信号，但不限于此：遥控允许远方控制增负荷远方控制降负荷采用标准化、组件式、预制的插入式结构的装置，以便能从系统中方便地拆去和更换任何卡件，而不拆下硬联接头。互换功能相似的卡时，可不用拔出导线或改变线路。卡的类型（种类、类别等）尽可能地少，以减少备件的种类和费用。所有组件都装在位于电子设备室的系统柜内。任何系统卡件均能在线拆去和更换，而不会影响其它
46、设备的运行。2.8.4.7. 系统设备不受 1.2m 远处正在工作的设备发出的电磁波和无线电频率干扰（频率达到 470MHz，电压达到 5V）的影响。在接点接通或断开时，长达 30ms 的接触冲击不会引发任何误动信号，设备采取必要的高低电位内部信号隔离措施，同时采取适当的屏蔽、滤波及噪音衰减线路。2.8.4.8. 设备能通过抗电涌能力试验（按照 IEEE 标准 472）以便与外部设备相连。2.8.4.9. 哈汽提供所有必要的维修设备用于在线消缺，投标书中列出维修设备的清单及说明。2.8.4.10. 哈汽在设计 DEH 时，将考虑汽机旁路系统的影响。2.8.4.11. 系统检查所有的输入信号的可
47、能出现的测量或传输故障（变送器电源故障，短路、断路等） 。一旦有错，该故障报警，而同时系统保证汽机在无人为干涉下仍保持在安全运行状态下。系统具有充分的机内诊断与出错检查的特性以检测可能导致不可预测的操作的内部系统故障（供电，定时器故障等） 。一旦发现系统出现此类故障就跳转到手动控制，隔离所有的有效输出信号，发出设备故障报警，显示所发现故障的性质，采取措施以防止导致汽机加速和加载失控的状态的发生。调速汽门阀位反馈及其卡件冗余配置.2.8.4.12. 系统柜与 CRT 操作台之间的电缆使用预制的插入式电缆，由哈汽提供，并决定电缆的准确长度。这个长度满足控制室布置要求。IC 岛投标商将提供 DEH 机柜、插入板的准确位置的资料，所有提供的电缆符合电气电缆规范的要求。阜新发电厂三期“以大代小“技术改造工程项目汽轮机技术协议 附件21哈汽将 DEH 控制系统要求的电源负荷资料提交 IC 投标商。它包括：电源要求等级、容量和回路数。DEH 系统至少传输到汽轮机旁路系统下列信号，但并不局限于此：汽机超速 110汽机没挂闸中压调节阀门状态中压温度设定DEH 切换旁路旁路系统提供给 DEH 系统下列信号：允许旁路投入低旁阀关高旁阀关旁路允许切换2.8.5. 汽机监测装置(TSI)哈汽提供装在现场的确保机组安全启动、运行及停机的汽机监测仪表，并对其安
