汽轮机技术协议.doc

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吉电股份长春东南热电厂新建工程2×350MW超临界汽轮机技术协议 第三卷 附件

2010年9月

吉电股份长春东南热电厂新建工程
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吉电股份长春东南热电厂新建工程
2×350MW超临界供热机组

技术协议（汽轮机）

买方：
吉林电力股份有限公司长春东南热电筹建处
设计院：
吉林省电力勘测设计院
卖方：
哈尔滨汽轮机厂有限责任公司

2010年9月16日

吉电股份长春东南热电厂新建工程
2×350MW超临界供热机组
汽轮机技术协议签字页

买方：吉林电力股份有限公司长春东南热电筹建处
代表签字：

工程设计单位：吉林省电力勘测设计院
代表签字：

卖方：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司
代表签字：

吉电股份长春东南热电厂新建工程
2×350MW超临界供热机组
汽机技术协议签字方联系方式

买方名称：吉林电力股份有限公司长春东南热电筹建处
地 址： 吉林省长春市高新区2区平新路1088号
邮 件 地 址： fzb.999@
联 系 人： 冯志波
传 真：0431-81157097
联 系 电 话：0431-81903102

工程设计单位名称：吉林省电力勘测设计院
地 址：吉林省长春市人民大街3850号
邮 件 地 址： 34andy911@
联 系 人： 邢培杰
传 真：0431-88915095
联 系 电 话：0431-85793464

卖方名称：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司
地 址： 哈尔滨市香坊区三大动力路345号
邮 件 地 址： wangyg@ 、13796657514@
联 系 人： 王远光、刘成鹏
传 真：0451-82952953、0451-82953245
联 系 电 话：0451-82952951、0451-82953244

目 录
附件1 技术规范 1
附件2 供货范围 88
附件3 技术资料及交付进度 114
附件4 设备监造（工厂检验/试验） 126
附件5 性能验收试验 131
附件6 性能保证违约金 134
附件7 技术服务和联络 135
附件8 交货进度 143
附件9分包商/外购部件情况 144
附件10 大件部件情况 145

附件1 技术规范

1 总 则
本技术协议适用于吉电股份长春东南热电厂新建工程（2×350MW）国产燃煤超临界供热机组的汽轮机及其附属设备，它提出了设备和其辅助设备及附件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
买方在技术规范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协议和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，满足其要求。
若卖方所提供的技术协议前后有不一致的地方，以更有利于设备安装运行、工程质量为原则，由买方确定。
卖方提供的设备是成熟可靠、技术先进的产品。卖方提供与本项目相近似抽汽压力的已投运机组的详细业绩。本次投标的供热汽轮机工业为不可调抽汽、采暖抽汽为调整抽汽，机组按照“以热定电”的原则设计，卖方在结构设计和调节控制设计上充分考虑供热机组的特点，并对此提出专门说明。卖方说明投标机型的主要结构特点、本次投标机型与已经生产设计机型的差异、采用的抽汽调节方式等。
卖方对供货范围内的汽轮机成套系统的设备（含辅助系统与设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。分包（或对外采购）的产品制造商事先征得买方的认可。对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。
卖方执行本技术协议所列标准。各标准有矛盾时，按较高标准执行。
卖方提供的设备是成熟可靠、技术先进的产品，卖方有2台（套）及以上同类机组的良好运行业绩，并在安装、调试中未发现重大设备质量问题或已有有效改进措施。
2014年5月1日前，卖方提出合同设备的设计、制造、检验/工厂试验、装配、安装、调试、试运、验收、性能试验、运行和维护等标准清单给买方，买方确认。
在合同签定后，买方有权因规范、标准、规程发生变化而提出一些补充要求，在设备投料生产前，卖方在设计上给以修改。
买卖双方技术谈判形成的供货合同的技术协议、会议纪要与合同正文具有同等法律效力。
本工程设备由卖方负责与发电机厂和锅炉厂的技术协调工作。技术协议生效后由卖方向锅炉厂提供热平衡参数，向电机厂收取发电机轴系计算资料，并负责轴系计算和连接。技术协议签订后卖方向锅炉厂和电机厂提供配合资料。
买方对卖方的产品所含有的专利技术不额外支付任何费用。
本工程采用KKS标识系统。卖方在中标后提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识有KKS编码。具体标识原则由设计院提出，卖方按此原则进行KKS编码的编制，由买方最终确认。

1.1 工程概况
长春东南热电厂新建工程厂址位于吉林省长春市双阳区刘家屯，由中国电力投资集团吉林省能源交通总公司投资建设，属区域城市热电厂，本期建设规模为2×350MW国产超临界供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施。
本工程设计热负荷为：采暖供热面积1200×104m2，工业蒸汽为40t/h（预留）。
接入系统：暂按以2回220KV线路接入拟建东南500KV变电站，具体方案由接入系统可研审查确定。
煤源：设计煤种及校核煤质均采用霍林河褐煤，铁路运输。
水源：采用长春市东南污水处理厂经深度处理后的再生水（中水），不足部分及再生水备用水源拟采用新立城水库地表水。
启动汽源：由1×40t/h启动锅炉引接。
本工程地震基本烈度为7度，反应谱特征周期为0.46s，场地土类型为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类。
主厂房零米海拔标高约为218.8m。
气象特征与环境条件：
长春市位于东北地区中部，属于缓坡状丘陵地带。气候特征是双阳地区属中温带半湿润大陆性季风气候区，春季干燥多风，夏季湿热多雨，秋季凉爽温暖，冬季寒冷漫长，具有四季分明，雨热同季，干湿适中的气候特征。具体气象条件如下：
累年平均气压 989.0hpa
累年平均日照时数 2491.1h
累年平均气温 5.5℃
累年平均最高气温 11.2℃
累年平均最低气温 -1.1℃
累年极端最高气温 37.9℃ （2001年6月4日）
累年极端最低气温 -38.6℃（2001年1月13日）
累年一日最大降水量 160.2mm（1991年）
累年一小时最大降水量 92.9mm（1991年7月22日）
累年最大连续降水量 277.6 mm，连续6日，终止日1991年7月24日
累年最多降水量 871.9mm（1991年）
累年最大10分钟最大降水量 27.3mm（1978年）
累年最多雷暴日数 52d
累年平均雷暴日数 34.7d
累年10min平均最大风速 21.7m/s （2003年）
累年最大冻土深度深度 159cm（1960年17天/3月）
累年最大积雪深度 24cm（2000年3个/1月）
累年平均相对湿度 65％
累年全年主导风向 SSW
累年全年夏季主导风向 SSW
累年全年冬季主导风向 WSW
基本风压： 0.65kN/m2
大件设备运输条件：
电厂所需大件设备拟全部采用铁路运输进厂或公铁联运的方式进厂。长春市作为吉林省省会城市，铁路交通比较发达，电厂所需大件设备由厂家所在地通过铁路运至长春火车站后，再通过奢岭火车站进入电厂铁路专用线直接送至电厂，如采用公路运输可直接经高速公路接长清公路进厂。
本工程大件设备公路运输调研报告已由沈阳大件货物运输有限公司编制完成。
1.1.1 服务设施
1) 工业冷却水：
本工程循环水的补充水的水质为城市中水。辅机冷却水系统采用采用闭式除盐水系统，设计水温38℃，供水压力约0.3～0.5MPa（g）
2) 厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.49～0.8MPa，最高温度为50℃。
3) 厂用电系统电压：
中压：
中压系统为6.3kV三相50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为6kV。
低压：
低压为400/230V三相50 Hz；额定200kW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，来自直流系统，电压变化范围从94～121V。
应急直流油泵电机额定电压为220V直流，与直流系统相连，电压变化范围从187～242V。
设备照明和维修电压：
设备照明由单独的400/230V照明变压器引出。
维修插座电源额定电压为400/230V、56A三相50 Hz。
1.1.2 机组布置方式
汽轮发电机组纵向布置，机头朝向固定端，汽机房运转层为大平台结构。锅炉采用紧身封闭布置。汽轮发电机组运转层标高为12.6m。考虑检修场地的需要，两台机组之间设一个零米检修场。
1.1.3 机组运行条件
1.1.3.1 机组负荷性质
非采暖期，机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力。
采暖期，遵循以热定电原则，机组提供采暖热负荷。
1.1.3.2 启动、并网和带负荷
机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。卖方提供上述不同启动方式下从启动到并网到满负荷的启动曲线，曲线中至少包括蒸汽温度、压力、流量和汽机转速、负荷、动静部分的膨胀及胀差值等，特别是从锅炉点火到汽机冲转的时间，到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时间。
1.2 主要技术规范
1.2.1 概述。
本工程装设两台350MW、单轴、双缸、双排汽、湿冷、一次再热超临界供热抽汽式汽轮机。
当汽轮发电机孤立运行时和与其它发电机组并列运行时，都能平稳地、有控制地向系统供电。
非采暖期工况按复合滑压运行方式考虑，供热工况定压运行。
1.2.2 额定功率（在发电机端）： 350MW。
1.2.3 汽轮机型式：超临界、一次中间再热、单轴双缸双排汽、双抽汽凝汽式机组，回热级数八级。
1.2.4 机组的额定参数
高压主汽阀前主蒸汽额定压力 24.2MPa.a
高压主汽阀前主蒸汽额定温度 566℃
中压主汽阀前再热蒸汽压力 90%汽机高压缸排汽压力（再热系统压降按8%高压缸排汽压力考虑）
中压主汽阀前再热蒸汽额定温度 566℃
最终给水温度 282℃（暂定）
转速 3000r/min
设计背压： 4.9kPa.a
额定冷却水温度： 20℃
额定采暖抽汽压力：0.4MPa（可调节，调节范围0.245～0.5 MPa，暂定）
额定采暖抽汽温度：263.6℃（暂定）
额定采暖工况抽汽流量： 405t/h
最大采暖工况抽汽流量： 600t/h
工业抽汽压力： 1.915Mpa
工业抽汽温度： 468.8℃
额定工业抽汽流量： 40 t/h
最大工业抽汽流量： 40t/h
最大单抽采暖工况1抽汽流量：≥ 600 t/h （工业抽汽 0 t/h）（VWO,短时运行）
最大单抽采暖工况2抽汽流量：≥ 550t/h （工业抽汽0 t/h）（TMCR,长期运行）
最大双抽工况1抽汽流量：≥550t/h（工业抽汽40t/h）（VWO,短时运行）
最大双抽工况2抽汽流量：≥ 500 t/h（工业抽汽40t/h）（TMCR,长期运行）
额定双抽采暖工况抽汽流量：455t/h（工业抽汽40t/h）
说明：1、本文件中压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力，未加标注处为绝对压力。
2、热力参数以最终热平衡图为准。
1.2.5 旋转方向: 从汽轮机端向发电机端看为顺时针
1.2.6 冷却方式: 单元制自然通风塔二次循环
1.2.7 负荷性质: 机组非采暖期主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力（100％～40％范围）。采暖期满足供热负荷要求。机组能满足锅炉负荷为35%BMCR及以上时，投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。
1.2.8 机组布置方式: 室内纵向布置，从汽机向电机方向看，锅炉在右手方向。
1.2.9 机组安装检修条件: 机组运转层标高12.6m
1.2.10 周波变化范围: 48.5～50.5Hz
1.2.11 机组运行方式: 定滑定运行（滑压范围为30%～90%）
1.2.12机组保证使用寿命不少于30年。
1.2.13机组能以定—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，滑压运行的范围暂按30～90%额定负荷，滑压拐点由卖方优化确定。
1.3 设计条件
1.3.1 热力系统配置要求：
一次再热与三级高压加热器(内置蒸汽冷却器)，一级除氧器和四级低压加器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。
采暖蒸汽疏水通过外置的水-水换热器(买方自备)，降温后回至凝结水系统，卖方考虑采暖蒸汽疏水回收至凝结水系统的情况并提供此方案的热平衡图。回收温度设计联络会确定。
机组采用2台容量各为最大给水量50%的汽动给水泵，一台35％容量的电动启动给水泵。
汽轮机第三级抽汽除供回热抽汽外还用于驱动热网循环水泵。汽轮机第四级抽汽除供回热抽汽外还用于加热除氧器、驱动汽动引风机、驱动给水泵。汽轮机五级抽汽除供回热抽汽外在采暖期同时还具有对外供热及供50t/h厂用蒸汽的能力。
1.3.2 汽轮机旁路系统：
机组设有汽机旁路系统，允许主蒸汽通过高压旁路，经再热冷段蒸汽管道进入锅炉再热器，又允许再热器出口蒸汽通过低压旁路而流入凝汽器。旁路系统的主要功能是：
1) 在机组冷态、温态、热态和极热态启动过程中，能使汽机进口蒸汽压力、温度、流量稳步提高，满足汽轮机的要求，从而缩短机组的启动时间。
2)汽轮机采用高中压缸联合启动，提出推荐的旁路容量：35%BMCR（暂定）。
3）旁路系统控制功能在机组DCS内实现。卖方不提供就地设备和控制装置。
1.3.3 控制要求
1.3.3.1 随机组成套供货的控制系统在大型火电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。
1.3.3.2 随机组提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国际标准。不选用国家宣布的淘汰产品。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。所供的仪表控制设备和控制系统得到卖方的确认。
1.3.3.3 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。
1.3.3.4 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都有详细说明，注明安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置提供安装使用说明书。
1.3.3.5 卖方所提供的重要系统及设备为至少在两个拥有单机容量350MW或更大的电厂有2年以上成功运行经验的成熟产品，其它的在至少同类型机组有2年以上成功运行经验。
1.3.3.8 计量单位采用国际单位制单位，如Pa、MPa、t/h、mm、℃等。
1.3.3.9 机组及附属系统配套的仪表控制设备，输入输出信号为标准信号，与DCS留有接口。合同签定时，有买方参加或征得买方的认可。
1.3.3.10 卖方按参加DCS系统技术联络会，且提供的设备满足DCS系统设计的要求。
1.3.3.11 随主设备成套供货的仪表控制设备和控制系统所有就地机柜的防护等级。室外控制柜防护等级IP65，室内为IP56（防腐），所有接线盒的防护等级IP65。所有就地控制箱柜的钢板厚度至少为3mm，并加烤漆防腐，色标由买方确定。
1.4 设计制造技术标准
1.4.1 汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为：
1) 凡按引进技术设计制造的设备，需按引进技术相应的标准如ASME或IEC等规范和标准及相应的引进公司和其所在国的规范和标准进行设计、制造和检验。
2) 在按引进技术标准设计制造的同时，还满足最新版的国家标准和相关行业相应标准规范。
3) 在按引进技术标准设计制造的同时，还满足有关安全、环保、消防及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。
4) 如果本技术规范书中存在某些要求高于上述标准，则以本技术规范书的要求为准。
5) 在与上述标准、规范（规定）相矛盾的条件下，可以采用行业标准。
6) 现场验收试验，凡未另行规定的，均按照ASME或IEC试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASME PTC6，蒸汽的性能取自Ernst.schmidt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的SI-单位制0～800℃，0～100MPa的水和蒸汽特性图表或IAPWS-IF97规定的水和蒸汽特性图表。
1.4.2 卖方设计制造的设备可执行下列标准的要求：
AISC 美国钢结构学会标准
AISI 美国钢铁学会标准
ANSI 美国国家标准
ASME 美国机械工程师学会标准
ASTM 美国材料试验学会标准
AWS 美国焊接学会
AWWA 美国水利工程学会
HEI 热交换学会标准
NSPS 美国新电厂性能（环保）标准
EN 欧洲标准
BSI 英国标准协会
IEC 国际电工委员会标准
IEEE 国际电气电子工程师学会标准
ISO 国际标准化组织标准
NERC 北美电气可靠性协会
NFPA 美国防火保护协会标准
PFI 美国管子制造局协会标准
SSPC 美国钢结构油漆委员会标准
GB 中国国家标准
DL 电力行业标准
JB 机械部（行业）标准
JIS 日本工业标准
NF 法国标准
1.4.3 除上述标准外，卖方设计制造的设备还满足下列规程的有关规定（另有规定的除外）：
原电力部《火力发电厂基本建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009
原电力部《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-1996
原电力部《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）DL5011-92
原电力部《火电工程启动调试工作规定》
原电力部《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）DL5031-94
电力行业标准《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000
《城市区域环境噪声标准》GB3096-1993
《工业企业厂界噪声标准》GB12348-1990
《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-1985
国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（2002年9月28日发布）
《火力发电厂安全性评价》
SD264-88《火力发电厂汽轮机、锅炉、发电机参数系列标准》
《汽轮机绝热保温技术条件》GB7520-87
1.4.4 卖方提供设计制造中所采用的规范、规程和标准的清单和相关文本。
1.4.5 卖方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，卖方将这些矛盾之处说明，并提交给买方，由买方决定。
1.4.6 如果上述标准之间有矛盾时，按较严格者执行。
2 技术要求
2.1 汽轮机本体性能要求
机组工况定义
机组输出功率
机组的额定功率为350MW。额定功率是指机组输出功率。
机组输出功率＝发电机输出端功率－非同轴励磁功率－非同轴主油泵消耗功率。
2.1.1 铭牌工况（能力工况TRL）
汽轮发电机组应能在下列条件下安全连续运行，发电机输出铭牌功率350MW（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率），此工况称铭牌出力工况，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。
此工况条件如下：
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；
2) 汽轮机低压缸排汽压力为11.8kPa；
3) 补给水率为3%；
4) 所规定的最终给水温度；
5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
6) 两台汽动给水泵正常运行；
7）发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温33℃，发电机效率为99%（暂定）。
8）供热抽汽量为零。
2.1.2 机组纯凝热耗考核工况(THA)
汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，此时发电机输出功率为350MW（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率），此工况称为额定工况。此工况的进汽量为汽轮机额定进汽量、出力为机组额定出力。此工况为机组热耗率保证值的验收工况。
此工况条件如下：
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；
2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；
3) 补给水率为0%；
4) 所规定的最终给水温度；
5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
6) 两台汽动给水泵正常运行；
7）发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20℃，发电机效率为99%（暂定）。
8）)供热抽汽量为零。
2.1.3 汽轮机最大连续出力工况(T-MCR)
汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（铭牌进汽量），其它条件同2.1.2时，汽轮机应能安全连续运行，此工况下发电机输出功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）称为机组最大连续出力。此工况也为机组出力保证值的验收工况。
2.1.4 调节阀全开工况（VWO）
汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同2.1.2时，安全连续运行，汽轮机阀门全开的进汽量不小于105%的铭牌工况进汽量。此工况为汽轮机进汽能力保证值的验收工况。
2.1.5 汽轮机最大单抽采暖汽量工况1
1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为VWO工况值，蒸汽品质满足规定的要求；
2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；
3) 补给水率为0%；
4) 全部回热系统正常运行。
5) 采暖抽汽压力为0.4MPa；
6) 采暖抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：600t/h；
7) 汽轮机凝汽器冷却水温为20℃；
8) 发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20℃；
9） 两台汽动给水泵正常运行。
10) 机组输出功率为284.8MW。
11） 发电机效率为99%。
此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能短时期（7～20天）安全连续运行；
此工况的汽轮机进汽量为汽轮机调节阀全开工况（VWO）进汽量，此工况的热耗值为：5246.7KJ/KW.h；低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。
此工况作为汽轮机的短时最大单抽供热能力工况。此工况下的机组输出功率为284.8MW 、抽汽量为600t/h和热耗率为5246.7kJ/kWh。
2.1.6 汽轮机最大单抽采暖汽量工况2
1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为TMCR工况值，蒸汽品质满足规定的要求；
2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；
3) 补给水为0%；
4) 全部回热系统正常运行；
5) 采暖抽汽压力为0.4MPa。
6) 采暖抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：550t/h；
7) 汽轮机凝汽器冷却水温为20℃；
8) 发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20℃；
9） 两台汽动给水泵正常运行。
10) 机组输出功率为276.8MW。
11）发电机效率为99%。
此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；
此工况的汽轮机进汽量为（TMCR）进汽量，此工况的热耗值为5406.6kJ/kWh；低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。
此工况作为汽轮机的最大单抽供热能力工况。此工况下的机组输出功率为276.8MW、抽汽量为 550t/h和热耗率为5406.6kJ/kWh。
2.1.7 汽轮机额定双抽汽工况
1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为TMCR工况值，蒸汽品质满足规定的要求；
2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；
3) 工业补给水为40t/h，补至凝汽器；
4) 全部回热系统正常运行；
5) 采暖抽汽压力为0.4MPa； 工业抽汽压力为1.915MPa；
6) 抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：455t/h（暂定）；
7) 抽汽量（工业抽汽量）：40t/h；
8) 汽轮机凝汽器冷却水温为20℃
9) 发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20℃；
10）两台汽动给水泵正常运行。
11) 机组输出功率为280.1MW。
12 发电机效率为99%。
此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；
此工况的汽轮机进汽量为汽轮机TMCR工况进汽量，此工况下的机组输出功率为 280.1 MW和热耗率5696.9kJ/kWh。低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。
2.1.8 汽轮机最大双抽汽工况1
1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为VWO工况值，蒸汽品质满足规定的要求；
2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；
3) 工业补给水为40t/h，补至凝汽器；
4) 全部回热系统正常运行；
5) 采暖抽汽压力为0.4MPa； 工业抽汽压力为1.999MPa；
6) 抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：550t/h；
7) 抽汽量（工业抽汽量）：40t/h；
8) 汽轮机凝汽器冷却水温为20℃
9) 发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20℃；
10）两台汽动给水泵正常运行。
11) 机组输出功率为281.7MW。
12) 发电机效率为99%。
此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能短时期（7～20天）安全连续运行；
此工况的汽轮机进汽量为VWO工况进汽量，卖方提供此工况下的机组输出功率282.0 MW和热耗率5271.3kJ/kWh。低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。
2.1.9 汽轮机最大双抽汽工况2
1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为TMCR工况值，蒸汽品质满足规定的要求；
2) 汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa；
3) 工业补给水为40t/h，补至凝汽器；
4) 全部回热系统正常运行；
5) 采暖抽汽压力为0.4MPa； 工业抽汽压力为1.915MPa；
6) 抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：500t/h；
7) 抽汽量（工业抽汽量）：40t/h；
8) 汽轮机凝汽器冷却水温为20℃
9) 发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20℃；
10）两台汽动给水泵正常运行。
11) 机组输出功率为273.7 MW。
12) 发电机效率为99%。
此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行；
此工况的汽轮机进汽量为TMCR工况进汽量，卖方提供此工况下的机组输出功率273.7 MW和热耗率5433.7kJ/kWh。低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却的最小流量要求。
2.1.10 机组能以定—滑—定压启动。滑压运行最大范围可达30-90%。
2.1.11 卖方提供成熟可靠的汽轮机启动方式，启动方式满足汽轮机冷态、温态、热态和极热态等不同启动条件下和35%旁路参数配合的要求。
卖方提供上述不同启动方式下的汽轮机的启动曲线，启动曲线包括蒸汽（主蒸汽和再热冷、热段蒸汽）、凝结水和给水的压力、温度和流量；特别是从汽机冲转到同步并列和并列后负荷上升到满负荷的时间，以供买方核算，并且卖方与锅炉厂配合提供汽轮机、锅炉联合启动曲线。
2.1.12 机组运行频率范围
机组在48.5～50.5Hz频率范围内，汽轮机能安全连续地运行，当频率偏差大于上述频率值时，卖方提出允许运行的时间见下表:
频率（HZ）
允许运行时间
累计(min)
每次(Sec)
51.5
≤30
≤30
51.0
≤180
≤180
48.5～50.5
连续运行

48
≤300
≤300
47.5
≤60
≤60
47
≤10
≤10
46.5~47.0
≤2
≤5

2.1.13 汽轮机组寿命
1) 汽轮机保证使用寿命不少于30年， 30年内汽轮机热疲劳寿命消耗不大于70%。
2) 汽轮机组在其保证使用寿命期内，能承受下述工况：
冷态启动
停机超过72小时（汽缸金属温度低于该测点满负荷值40%）
200次
温态启动
停机在10-72小时之间（汽缸金属温度低于该测点满负荷值40%-80%之间）
1200次
热态启动
停机10h以内(金属温度已下降至约为T-MCR的80%以上）
3000次
极热态启动
停机1h以内(金属温度仍维持或接近T-MCR）
150次
负荷阶跃
≥10％额定功率/次
12000次
3) 汽轮机在其保证使用寿命期内，除能承受各种起停和变负荷运行次数外，每一轴段和整个轴系的强度（应力和疲劳寿命）能满足承受电力系统的各种扰动的冲击（如定子绕组出口三相和二相突然短路，系统近处三相短路及切除，单相快速重合闸误并列等）。
4) 卖方在T-G轴系扭振应力设计时，考虑电网的电气故障对轴系的影响，提交轴系扭振固有频率、疲劳寿命分析及以下数据：
a)在发生单相接地故障的切除与重合时，按最严重情况考虑，T-G轴的寿命损耗累计低于0.1%，卖方保证值为<0.1%。
在发生两相故障的切除与重合时，对T-G轴的寿命损耗最多为0.1%。
b)机组短路(一次)；120度误并列(一次)；在一般快速(<150ms)切除故障时间内，切除近处三相短路（三次）；慢速（＞150ms）切除近处三相短路，两侧电势已摆开(一次)。以上故障合并考虑，总的寿命损耗不大于30%，制造厂保证值为22%。
5) 卖方提供在下列扰动下，轴系寿命疲劳损耗值：
发电机出口三相或两相短路，疲劳损耗最大值1％。
90～120°误并列，疲劳损耗最大值7％。
近处短路及切除，切除时间小于150ms时，疲劳损耗3％。
切除时间大于150ms时，疲劳损耗5％。
6) 汽轮机易损件的使用寿命，在供货条件中予以规定。
7) 卖方给出在各种运行方式及工况下，机组寿命消耗的分配数据及寿命消耗曲线,以保证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。
各种启动工况下的寿命消耗数据表
启动方式
次数
寿命损耗/次
总寿命损耗
冷态
200
0.012%
2.4%
温态
1200
0.06%
7.2%
热态
3000
0.002%
6%
极热态
150
<0.001
0.15%
正常停机
4600
0.002%
9.2%
甩负荷（带厂用电）
10
1%
10%
负荷阶跃
12000
<0.001
12%
合计

46.95%
8) 汽轮机大修周期不少于5年。
9) 汽轮机辅机及主要配套设备和主机具有同等寿命。
2.1.14 汽轮机能满足下列运行工况：
1) 发电机出口母线发生两相或三相短路，单相短路重合闸或非同期合闸所产生的扭距。
2) 汽轮机启动后,在额定转速下空负荷运行时，允许持续运行时间能满足发电机试验的需要。
3) 汽轮机能在排汽温度不高于80℃下长期运行。短期（15min）可为121℃，如果到达121℃后温度不能迅速下降，紧急停机并排除故障，如果超过121℃，也立即紧急停机并排除故障。
4) 汽轮机允许在最低功率17500kW至额定功率之间带调峰负荷。
5) 汽轮机甩负荷后，空负荷运行时间不少于15分钟，并且不能超速。排汽缸温度不大于120℃。
6) 当汽轮机负荷从100％甩至零时，汽轮发电机组能自动降至同步转速，并自动控制汽轮机的转速，以防止机组脱扣。
7) 卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，有明确说明即当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压为0.0038～0.0186MPa（a）范围内，具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。即倒拖时间限制在1分钟内。
8)汽轮机大修周期不少于5年。年利用小时数不少于6500h，年运行小时数不少于8000h，提供机组的等效可用系数大于99%，等效强迫停运率小于1%。
2.1.15 汽机能承受电力系统各种扰动，如发电机出口短路、电网近处短路及切除、误并列、快速重合闸和异步