汽轮机采购合同(协议).doc

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内蒙古科右中热电厂
1X330MW空冷供热机组工程

汽轮机
技术协议

买方： 内蒙古京能富祥发电有限责任公司
卖方：上海电气集团股份有限公司
设计方：内蒙古电力勘测设计院
二零零七年六月

第三卷 算弥溜秦给宴煮隋芭邑段僳松尖湍钵燃嘲净厌仙祥旷闭徘懒恋吹斌印聂杨诣缔涎句瓢箱迢鸽篱独揍膳夫滴匡孵躯暂文危侧匣僚默施孺脱循垫馒矿戒罪垫自保艾唤章朱舰呀股锭搓蘑燥杀建辉洪掸仓哇褂烽线悄保谜抬却并幢陋竹踩浦予惯淘炎擎垢购悼擎胁调驻略诞橇堂础煤晤冶攻壤向粘舟嚎敲历未腐酷锥绑捣像脐虞摘歼贺鳃符撑午怯恼茹险才减外廓餐龙谰湿众攀模弟磁矢君恫遗谗韭银浓于枕胶忧叁独玻灌下卑桐脊常烘唾钨匀狄思才均堪耙剑枢葡用届烩徒爱盛怪凛鱼淄嫁响摊拐谭钵惫逃忱哈歧慷幻丈翅蝶甩贩埔钞涟辱藏贮音圃摸照褐帕鬼垄椽魁餐终供徘帝夺窥拼地免递帧版攒素庶羹汽轮机采购合同(协议)耘浴慌烈垒里趾构友柔胰柠菩拂淘植闷脖滑华官箍前宪可坍狙滴愈码敢旭识菊甫卒秆凉繁颗逃藕扬邀褐豢市鱼夏事蟹揽满燥搀汇千尺坝帮琅晦无充慑庙模仆党恤札优鹤乌赖谭撅稚砧旗掖咐课吩觅澎态郧悯坎油磺狈箩钞琶散般显诅看错缩姆杂榨灸云皂集毖侣脖躲创生再锈疚态痰斡肝肮窜宣癸悟顽托挽点札甸拼比吵另网地饿韧类台样舟偷亏厂啥径缩悄鹰岿措券筋高欢亥哲骨蓑醒袜击郭搞遥线缩邪柏又倘吻志互什刷贵甘冕云窍虾邻兢楔咯锥芯贼著杀册介漓四世释值上致止棺腺啊出刨烃紊莲者吩臼捆姥贺巳再茁胀愉吻烷咬柔逃窝沤镀噪锋沸拖斧爽澳命付蚤胸抢骆襄斜役磷卯化欧硕奇肯

内蒙古科右中热电厂
1X330MW空冷供热机组工程

汽轮机
技术协议

买方： 内蒙古京能富祥发电有限责任公司
卖方：上海电气集团股份有限公司
设计方：内蒙古电力勘测设计院
二零零七年六月

第三卷 附 件

附件1 技术协议
1 总则
本协议适用于内蒙古科右中热电厂1×330MW空冷供热机组工程。包括汽机本体及本体辅机，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。本协议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，必须满足其要求。
买、卖双方执行本技术协议所列标准有不一致时，按较高标准执行。卖方在设备设计和制造中所涉及的各项规程、规范和标准遵循现行最新标准版本。
本技术协议若前后有不一致的地方，以更有利于设备安装运行、工程质量的原则为准，并由买方确定。
卖方、买方严格遵守本技术协议，如卖方提出某些修改要求，须以书面提出，经协商后并征得买方同意；如买方提出某些修改要求，以书面提出，卖方在技术条件允许的情况下满足买方的要求。如涉及商务另行协商。
本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切的技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方按国内最新技术的330MW机组提供符合本技术协议书和国家有关最新标准的优质产品，并对产品的技术改进进行充分地说明。卖方承诺根据科右中热电工程的气象条件和供热负荷特点，在各种工况下，对汽轮机中低压缸（特别是汽轮机低压缸尾部及末级叶片）进行优化；待空冷岛供货商确定后，由设计院、卖方、空冷岛供货商进一步配合，对冷端进行详细的优化工作。
合同签订 1个月内，按本协议的要求，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，供买方确认。
卖方对供货范围内的汽机成套系统设备（含辅助系统及设备、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）的主要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，卖方考虑和提供与DCS控制系统的接口并负责DEH侧与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。
在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由买卖双方共同商定。在设计优化过程中，当主机参数发生变化时而补充的变化要求，设备不加价。
本工程采用KKS标识系统，卖方提供的技术资料（仅限于传递图）和设备的表示必须有KKS编码。系统的编码原则由设计院提出，具体编制标识由卖方提出，具体在设计联络会上讨论确定。
本技术协议为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。
1.1 厂址自然条件
内蒙古科右中热电厂1×330MW供热机组工程为新建工程。主要承担科右中旗巴彦呼舒镇的集中供热和当地的电力负荷供应。
1．1.1厂址
内蒙古科右中热电厂1×330MW供热机组工程厂址位于内蒙古东北部的兴安盟科尔沁右翼中旗(简称科右中旗)，旗政府所在地巴彦呼舒镇内，电厂处于镇西南方向。
1. 1.2气象条件
多年平均气温： 5.9℃
多年平均最高气温： 12.0℃
多年平均最低气温： 0℃
多年极端最高气温： 40.5℃
多年极端最低气温： -30.9℃
多年平均水汽压： 6.8 hPa
多年最大水汽压： 32.9 hPa
多年最小水汽压： 0.0 hPa
多年平均相对湿度： 48 %
多年最小相对湿度： 0 %
多年平均降雨量： 397.66 mm
多年一日最大降雨量： 115.5 mm
多年平均蒸发量： 2165.2 mm
多年最大积雪深度： 12 cm
多年平均风速： 4.3 m/s
多年最大风速： 32.0 m/s
多年主导风向： WN
多年夏季主导风向： N
多年冬季主导风向： WN
土壤最大冻结深度： 1.78 m
1. 1.3 冷却水
机组使用翰嗄利水库水作为电厂的补充水。辅机冷却采用开式循环冷却水。
开式循环冷却水系统的水源为水库水。该系统采用独立的循环冷却水系统，采用自然通风冷却塔的循环水系统，供冷却水量大且对水质要求不高的冷却设备用水。
开式循环冷却水设计水温： 33℃
供水压力：0.3～0.5MPa（g）
1. 1.4 电厂永久性服务设施
（1）开式循环冷却水系统的冷却水设计最高温度为38℃。
（2）厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.45～0.8MPa，工作压力下的露点比工作环境的最低温度低10℃。
（3）电源：交流电源供电电压6kV、380/220V；
直流电源供电电压220V（动力）、220V（控制）
1. 1.5 锅炉水汽质量标准（应符合《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-1999 的有关规定）如下表:
水汽质量标准
介质名称
分析项目
指 标
热网补充水
溶氧
<100mg/L
总硬度
<700mmol/L
悬浮物
<5mg/L
锅炉补给水
电导率(25℃)
≤0.3mS/cm
SiO2
≤20mg/L
蒸 汽
电导率(25℃)
≤0.3mS/cm
SiO2
≤20mg/kg
钠
≤10mg/kg
铁
≤20mg/kg
铜
≤5mg/kg
给 水
(挥发性处理，碱性工况)
联氨
10-30mg/L(挥发性处理)
油
≤0.3mg/L
溶解氧
≤7mg/L
铁
≤20mg/L
铜
≤5mg/L
硬度
≈0mmol/L
pH(25℃)
8.8~9.3(有铜系统)
9.0~9.5(无铜系统)
炉 水
含盐量
≤20mg/L
SiO2
≤0.25mg/L
pH(25℃)
9.0~10.0
电导率(25℃)
＜50mS/cm

1.2 机组运行条件
1.2.1 机组运行方式
按复合滑压运行或定压运行两种方式考虑。
1.2.2 机组负荷性质
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）。采暖期满足采暖要求。
机组能满足锅炉不投油最低稳燃负荷不大于35％B-MCR条件下，长期安全稳定运行的要求。
1.2.3 机组年运行模式
机组年利用小时数为6500小时；年平均运行小时数不小于7500小时。
机组年运行模式：
序号
电负荷(MW)
平均抽汽量(t/h)
运行小时
发电利用小时
1
100%额定出力

3500
4000
2
75%额定出力

2000
1500
3
≤50%额定出力

2000
1000
4
总计

7500
6500

1.2.4 给水泵配置
机组配有2×50%B-MCR的汽动调速给水泵和1台30%的电动调速给水泵，两台运行，一台备用。
1.2.5 回热系统
机组回热系统采用一次再热系统，三级高压加热器，一级除氧器和三级低压加热器组成七级回热系统。高压加热器疏水逐级自流进入除氧器，低压加热器疏水逐级自流到排汽装置。
汽轮机排汽冷却方式为机力通风直接空冷。
1.2.6 旁路的设置
暂定机组设置35％B-MCR高、低压串连旁路，简化功能旁路，主要用于机组启动。
1.2.7 负荷变化率
机组允许的负荷变化率应为:
50～100%T-MCR 不小于5% T-MCR /min
50%以下T-MCR 不小于3% T-MCR /min
负荷阶跃 10% T-MCR /min
机组能承受上述负荷变化而不影响其稳定运行。
1.2.8 发电机励磁方式
发电机励磁方式采用静态励磁。
1.2.9 系统容量与连接
发电机经升压变压器接至220kV系统,升压变压器阻抗暂按14%,系统短路容量按50kA。
1.2.10 起动、并网和带负荷
机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同起动方式下参数配合的要求。卖方提供上述不同起动方式下的起动曲线，包括蒸汽（主蒸汽和再热冷、热段蒸汽）和给水的压力、温度和流量等；从汽机冲转的时间，到同步并列时间和负荷上升到满负荷的时间，以供买方核算。
1.2.11机组布置方式
室内纵向顺列布置，从机头向发电机看，排汽管道接口及润滑油管道在右侧。
机组运转层标高为12.6m。
1.3 基本技术规范
1.3.1 额定功率 330MW（纯凝汽工况）
1.3.2 汽轮机参数
汽轮机形式：亚临界蒸汽参数、一次再热、直接空冷、单轴双排汽采暖抽汽供热式机组。
高压主汽阀前主蒸汽额定压力 16.67MPa.a
高压主汽阀前主蒸汽额定温度 538℃
中压主汽阀前再热蒸汽压力 3.509MPa.a(THA工况)
中压主汽门前再热蒸汽额定温度 538℃
采暖抽汽压力 0.3～0.55MPa.a
额定采暖抽汽压力 0.4 MPa.a
额定采暖抽汽量 350t/h
最大采暖抽汽量 400t/h
背压 14kPa.a
最终给水温度 273.1℃(THA工况)
上列参数允许在小范围内变动。
额定转速 3000r/min
旋转方向(从汽轮机向发电机方向看) 顺时针方向
再热系统压力损失（高压缸排汽与中压主汽门入口的压差）10%。
1.3.3 锅炉参数
锅炉形式：亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、平衡通风，固态排渣，全钢构架。制粉系统采用中速磨正压冷一次风机系统。每台锅炉配6台中速磨，其中1台备用。
锅炉最大连续蒸发量(B-MCR) 与汽轮机匹配
过热器出口蒸汽压力 17.5MPa(g)
过热器出口蒸汽温度 541℃
再热器进口蒸汽压力 3.8989 MPa.a(THA工况)
再热器出口蒸汽温度 541℃
省煤器进口给水温度 272.8℃(THA工况)
1.3.4 发电机参数
额定容量 388MVA
额定功率 330MW
额定电压 20kV
额定功率因数 0.85(滞后)
额定频率 50Hz
额定转速 3000r/min
1.4 机组工况定义
1.4.1 机组输出功率
机组的额定功率为330MW（THA）。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。
1.4.2 能力工况（铭牌工况TRL）
1.4.2.1 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；
2) 汽轮机低压缸排汽压力为32kPa.a，纯凝汽运行；
3) 补给水率为3%；
4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
5) 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38℃。
1.4.2.2 工况要求
在上述工况条件下，汽轮发电机组应在寿命期内保证能安全连续运行。TRL工况下，汽轮机进汽量 1139.066 t/h，机组输出额定功率330MW，热耗值 8786.7 kJ/kW.h。此工况下的进汽量称为能力工况进汽量。
1.4.3 汽轮机最大连续出力工况(T-MCR)
1.4.3.1 工况条件
1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量等于能力工况进汽量，蒸汽品质满足规定的要求；
2) 汽轮机低压缸排汽压力为14kPa.a，纯凝汽运行；
3) 补给水率为0%；
4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
5) 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26℃。
1.4.3.2 工况要求
在上述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；
此工况机组输出功率为最大连续出力（T-MCR）。机组提供输出功率值 351.883 MW和热耗值 8333.4 kJ/kW.h，此工况作为最大出力的考核值工况。
1.4.4 调节阀全开工况（VWO）
1.4.4.1 工况条件
1) 汽轮机进汽调节阀门全开
2) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量不小于105％的能力工况进汽量，蒸汽品质满足规定的要求；
3) 汽轮机低压缸排汽压力为14kPa.a，纯凝汽运行；
4) 补给水率为0%；
5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
6) 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26℃。
1.4.4.2 工况要求
此工况条件下汽轮发电机组应在保证寿命期内能安全稳定运行，卖方提供此工况下(VWO工况)，汽轮机进汽量 1196.02 t/h，的机组输出功率 366.178 MW。此工况为检验汽轮机进汽能力工况。
1.4.5 汽轮机额定工况(THA)
1.4.5.1 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；
2) 汽轮机低压缸排汽压力为14kPa.a，纯凝汽运行；
3) 补给水率为0%；
4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
5) 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26℃；
6) 机组输出功率为330MW。
1.4.5.2 工况要求
此工况条件下汽轮发电机组应在保证寿命期内能安全连续经济运行；此工况的汽轮机进汽量称为汽轮机THA工况进汽量， 卖方提供汽轮机THA工况进汽量 1056.138 t/h值和热耗保证值 8354.1kJ/kW.h；此工况作为汽轮机热耗保证值的验收工况。
1.4.6 额定采暖抽汽工况
1.4.6.1 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；
2) 额定采暖抽汽（供热网抽汽）压力0.4MPa.a；
3) 额定采暖抽汽量350t/h；
4) 最大采暖抽汽量400t/h；
5) 补给水率为0%；
6) 背压7.0kPa.a；
7) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
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26℃；
1.4.6.2 工况要求
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；汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求；卖方提供此工况下汽轮机的额定进汽量为铭牌供热工况进汽量 1139.066t/h，机组输出功率 308.118 MW和热耗值 6379.0 kJ/kW.h。
1.4.7 阻塞背压工况
1.4.7.1 工况条件
1) 主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量为额定工况进汽量，蒸汽品质满足规定的要求；
2）汽轮机低压缸排汽压力为7.5kPa.a，纯凝汽运行；
3) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
4) 补给水率为0%；
5) 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26℃；
1.4.7.2 工况要求
当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为额定进汽量下的阻塞背压工况，此时，汽轮机的背压称作额定进汽量下的阻塞背压。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；阻塞背压工况下汽轮机进汽量为 1056.138 t/h时，机组输出功率为 333.448 MW，热耗值为 8268.7 kJ/kW.h。
1.4.8 锅炉应在保证汽机进口蒸汽参数为额定值的条件下，生产足够的蒸汽量，与汽轮机阀门全开（VWO）时的流量相匹配。即不小于汽轮机T-MCR工况时所需蒸汽流量的1.05倍，这个蒸汽流量称为锅炉的最大连续蒸发量（B­MCR）。
1.4.9 发电机的额定容量应与汽轮机的额定出力相匹配；发电机的最大连续输出容量应与汽轮机T-MCR工况下的出力相匹配。
2 汽轮机技术要求
2.1 总的技术要求
汽轮机采用先进的、成熟的、可靠的技术，其所有零部件的设计适应空冷机组在高背压、背压变化幅度大、背压变化频繁下的运行特点，适应温度变化而产生的热胀冷缩，满足机组安全可靠、经济运行。
卖方承诺与电机厂积极配合并由卖方技术归口完成汽轮发电机的相关轴系分析计算，使汽轮发电机组，安全可靠，满足相关的技术要求。
汽轮机额定设计背压允许买方经最终的冷端优化后修定，卖方承诺与额定设计背压有关的数据可做相应修改。
2.1.1 主要技术规范
2.1.1.1 汽轮机为亚临界蒸汽参数、一次再热、直接空冷、单轴双排汽采暖抽汽供热式机组。
2.1.1.2 额定功率 330MW
2.1.1.3 额定参数
高压主汽阀前主蒸汽额定压力 16.67MPa.a
高压主汽阀前主蒸汽额定温度 538℃
中压主汽阀前再热蒸汽压力 3.509MPa.a(THA工况)
中压主汽门前再热蒸汽额定温度 538℃
采暖抽汽压力 0.3～0.55MPa.a
额定采暖抽汽压力 0.4MPa.a
额定采暖抽汽量 350t/h
背压 14kPa.a
最终给水温度 273.1℃(THA工况)
额定转速 3000r/min
旋转方向 从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向
2.1.1.4 回热系统 三级高加、一级除氧、三级低加。
2.1.1.5 高压加热器给水系统采用大旁路系统，事故情况下，高加全部解列；低压加热器凝结水系统采用小旁路系统。
2.1.1.6 机组布置方式
汽轮发电机组室内纵向布置，润滑油管道及油箱布置右侧（自汽轮机向发电机看）。机组运转层标高12.6m。
2.1.2 机组的输出功率
2.1.2.1 机组工况定义见1.4项。
2.1.2.2 在能力工况条件下，汽轮机在寿命期内能安全连续运行，保证机组输出额定功率330MW。
2.1.2.3 在最大连续出力工况（T-MCR）条件下，汽轮机在寿命期内能安全连续运行。汽轮发电机组输出功率为 351.883 MW，热耗值为 8333.4 kJ/(kW.h)，此工况作为最大保证出力考核工况。
2.1.2.4 汽轮机能在阀门全开工况（VWO）下安全稳定运行，在此工况条件下汽轮发电机组发出最大功率，输出功率值为 366.178 MW。此时汽轮机进汽量达到锅炉B-MCR工况流量，并不小于105％能力工况进汽量，此工况为检验汽轮机进汽能力工况；
2.1.2.5 在汽轮机额定工况(THA)条件下汽轮发电机组输出额定功率330MW；此工况作为汽轮机热耗保证值的考核验收工况，热耗保证值为 8354.1 kJ/(kW.h)。
2.1.2.6 汽轮机在主汽、再热蒸汽、背压为额定值，高加全部切除的凝汽工况条件下，保证机组输出额定功率330MW。
2.1.2.7 在额定采暖抽汽工况条件下，机组采暖抽汽压力0.4MPa，采暖抽汽量保证350t/h。机组输出功率值为 308.118 MW。
2.1.2.8 卖方提供上述工况下的蒸汽流量、输出功率、采暖抽汽量、热耗值， 详见热平衡图。
2.1.3 起动、并网和带负荷
2.1.3.1 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起动条件下和锅炉、旁路参数配合的要求。
汽轮机启动方式，高压缸启动或高、中压缸带旁路联合启动，推荐采用高中压联合启动方式。
2.1.3.2 机组以定—滑—定压方式起动。
在定—滑—定压启动时,定压运行的范围按THA工况负荷的0～30%和90～100%；变压运行的范围按30～90%；汽轮机组能在额定出力到最小负荷之间稳定运行，汽轮机可采用定压运行、滑压运行及定—滑—定等多种运行模式。滑压运行范围可满足用户的不同要求。
2.1.3.3 卖方提供上述不同起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）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。
2.1.4 机组运行频率范围
机组在48.5～51.5Hz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，由制造厂提出允许运行的时间，但不低于下述值:
频 率
允 许 运 行 时 间
（Hz）
累 计 (min)
每 次 (Sec)
48.5～51.5
连续运行
48～48.5
≤300
≤300
47.5～48
≤60
≤60
47～47.5
≤10
≤10
2.1.5 汽轮发电机组寿命
2.1.5.1 汽轮机保证使用寿命不少于30年，卖方保证30年内汽轮机寿命消耗不大于75%。
2.1.5.2 汽轮机组在其保证使用寿命期内，能承受下述工况:
冷态起动
高压内缸金属温度下降至120℃以下
120次
温态起动
高压内缸金属温度下降至120℃以上，400℃以下
1200次
热态起动
停机10h以内(金属温度已下降至约为T-MCR的80%以上）
3000次
极热态起动
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/分钟
12000次

2.1.5.3 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）。
2.1.5.4 制造厂在T-G轴系扭应力设计时，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：
1) 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 0.08% 。
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 0.2 %。
2) 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 10% 。
2.1.5.5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1.5％。
90～120°误并列，疲劳损耗最大值1％。
近处短路及切除，切除时间小于150ms时，疲劳损耗0.5％。
切除时间大于150ms时，疲劳损耗1％。
2.1.5.6 卖方提供汽轮机易损件的材质、性能要求、使用寿命等，并在供货条件中予以规定。
2.1.5.7在各种运行方式及工况下，机组寿命消耗的分配数据见下表及寿命消耗曲线见说明书,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/30年
寿命损耗/次
总寿命损耗
冷态
120
0.01
1.2
温态
1200
0.008
9.6
热态
3000
0.005
15
极热态
150
0.0025
0.375
负荷阶跃
12000
0.002
24
甩负荷带厂用电运行

0.0025

合计

50.175%
2.1.5.8机组第一年年利用小时数不少于6500小时，年平均运行小时数不少于7500小时。连续运行天数不少于180天（非制造质量造成的停机事故除外）。
汽轮机通过168运行小时正式投产后第一、二年其可用率不低于90％，第三年及以后应不低于95％。卖方提出机组的可用率指标。在汽轮机投产第一年内因卖方责任引起的强迫停运率不得超过1.5%，停机时间不超过112.5小时。
汽轮机大修周期不少于六年，机组的可用率为98.5%，强迫停机率为1.5%。每次寿命消耗的百分比、工况下总寿命消耗百分比见2.1.5.7。
2.1.5.9 汽轮机辅机及主要配套设备和主机具有同等寿命。
2.2 汽轮机本体设备性能要求
2.2.1 汽轮机能满足下列运行工况：
2.2.1.1 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。卖方提供上述工况下轴扭距和扭应力的数值。
2.2.1.2 汽轮机起动后,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。
2.2.1.3汽轮机在排汽温度90℃下允许长期运行，在排汽温度高于80℃时，应投入喷水。汽轮机当排汽温度达到120℃时可短时运行15分钟，121℃跳机。
2.2.1.4 汽轮机允许在卖方提供的最低功率16500kW至额定功率之间带调峰负荷。
2.2.1.5 汽轮机甩负荷后，空负荷运行时间不大于15分钟。
2.2.1.6 当汽轮机负荷从100％甩至零时，汽轮发电机组能控制飞升转速在允许范围内且能自动降至同步转速并带厂用电，并自动控制汽轮机的转速，以防止机组脱扣。
2.2.1.7对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况的明确说明详见说明书。
2.2.2 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、快速重合闸和异步运行等引起的扭应力。
2.2.3 汽轮发电机组轴系的固有扭振频率应在0.9～1.1和1.93～2.07倍工作频率范围之外。
2.2.4 汽轮机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数及所对应的异常工况如下：
两相短路时最大扭矩，扭应力 N/mm2

1#轴颈
2#轴颈
3#轴颈
4#轴颈
扭矩N-m
5.66E+03
1.98E+06
1.98E+06
5.19E+06
扭应力MPa
1.02
290.3
117.3
296.8
安全系数
296.8
2.03
6.5
2.6

2.2.5 机组的允许负荷变化率为：
100～50%T-MCR 不小于±5% T-MCR /min
50～30%T-MCR 不小于±3% T-MCR /min
30%T-MCR以下 不小于±2% T-MCR /min
负荷在50%～100%T-MCR之间的阶跃变化幅度为每分钟不小于额定功率的±10%。
2.2.6 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不低于下表范围。

参 数 名 称
限制值
主蒸汽压力
任何12个月周期内的平均压力
≤1.00P0
保持所述年平均压力下允许偏离值
≤1.05P0
例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间<12小时
≤1.20P0
冷再热压力

≤1.25Pr
主蒸汽及再热蒸汽温度
任何12个月周期内的平均温度
≤1.00t
保持所述年平均温度下允许偏离值
≤t＋8℃
例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤400小时
≤t+(8-14)℃
例外情况下允许偏离值，每次≤15分钟，但12个月周期内积累时间≤80小时
≤t+(14-28)℃
不允许值
＞t+28℃
表中： (1) P0、Pr各为主蒸汽及再热蒸汽的额定压力；
(2) t为主蒸汽或再热蒸汽额定温度；
(3) 温度限值只适应于t≤538℃的情况。
汽轮机启动和正常运行时，主蒸汽及再热蒸汽温度两者之间的允许偏差值。
正常工况下
非正常工况下
备注
在额定工况下，主蒸汽和再热蒸汽的温差≤27.8℃
温差≤41.7℃但仅限于再热蒸汽温度低于主蒸汽温度
正常工况下一般来说，这些限制是在接近满负荷时使用，当负荷减小时，再热蒸汽温度将低于主蒸汽温度，在这种情况下，当接近空负荷时，温差可达≤83℃，避免短暂的温度周期性波动。

2.2.7 汽轮发电机组轴系各阶临界转速避开工作转速±15％。轴系临界转速值的分布能保证安全暖机和进行超速试验，轴系各临界转速值见下表，试验数据待设备交货前提供。

轴段名称
一级临界转速 r/min
二级临界转速 r/min
设计值
试验值
设计值
试验值
高中压转子
1610.2
无
4094.7
无
低压转子
1753.5
无
3632.4
无
发电机转子
1316.7
无
3459.5
无

2.2.8 汽轮机在额定工况运行时,在轴承座上测得的双向振幅振动值，垂直、横向均不大于0.025mm, 在轴颈上测得垂直、横向双向振幅振动值不大于0.075mm，各转子及轴系在通过临界转速时双向振幅振动值应不大于报警值(0.15mm)。
2.2.9 汽轮机背压：
2.2.9.1机组在能力工况330MW连续运行条件下,允许最大背压值为 48 kPa.a。
2.2.9.2机组允许连续运行的最高满发背压为48 kPa.a，此时机组负荷为330.196 MW，汽轮机进汽量不大于VWO工况进汽量。
2.2.9.3机组排汽压力升高到报警背压（43kPa.a）,允许机组带80%以上负荷持续运行。机组跳闸背压为65kpa.a，背压低位报警后机组允许运行15分钟。汽轮机排汽压力低于7.5Kpa.a时，允许机组持续运行。
2.2.9.4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。
2.2.10超速试验时, 汽轮机能在115%额定转速下作短期运转, 对任何部件不造成损伤, 各轴承振动也不超过报警值。
2.2.11热耗和汽耗率
2.2.11.1卖方按下式计算汽轮发电机组在THA工况条件下的净热耗（不计入任何正偏差值）。

式中：
M1
主蒸汽流量
kg/h
M2
再热蒸汽流量
kg/h
H1
主汽门入口主蒸汽焓
kJ/kg
H2
高压缸排汽焓
kJ/kg
H3
中压主汽门入口的蒸汽焓
kJ/kg
hf
最终给水焓
kJ/kg
PG
发电机终端输出功率
kW
PGXC
采用静态励磁时发电机端供应励磁变压器的功率
kW
P0PM
当主油泵不在汽轮机轴头时，为主油泵消耗功率
kW

2.2.11.2 按下列各工况提供机组的净热耗率及汽耗率
序号
项 目
机组输出功率MW
采暖抽汽量（t/h）
排汽压力kPa.a
补给水率%
净热耗率kJ/kW.h
汽耗率kg/kW.h
1
能力工况TRL
330.229
-
32
3
8786.7
3.449
2
T－MCR工况
351.883
-
14
0
8333.4
3.237
3
VWO工况
366.178
-
14
0
8324.2
3.266
4
THA工况
330.117
-
14
0
8354.1
3.199
5
75％THA工况
定压
225.118
-
14
0
8637.1
3.116
滑压
225.082
-
14
0
8596.7
3.091
6
50％THA工况
定压
150.051
-
14
0
9121.4
3.168
滑压
150.060
-
14
0
9001.2
3.092
7
40％THA工况
定压
120.168
-
14
0
9430.9
3.218
滑压
120.173
-
14
0
9270.4
3.119
8
高加停用工况
330.151
-
14
0
8627.3
2.815
9
额定采暖抽汽工况
308.118
350
7
0
6379.0
3.697

2.2.11.3 卖方提供热平衡图，并附详细数据(包括汽水参数、流量、功率、压降、端差、温升、焓增等)。
提供机组各种校正曲线及有关说明；提供汽轮机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线、从额定负荷到锅炉最低稳燃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、再热蒸汽的压力、温度、流量、转速、负荷变化等；提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。
2.2.11.4 THA工况保证热耗为8354.1kJ/kW.h ，THA工况的保证热耗作为机组热耗验收值。
2.2.11.5 机组热耗试验标准采用ASME-PTC6.0－1996，测定热耗值的仪表及精度,由卖方提出意见，经买方认可。
2.2.11.6 高压加热器不属于主机配套设备，但卖方在热平衡计算时，考虑各种运行工况下各高压加热器参数变化，详细如下表：
各加热器端差如下表。

1号高压
2号高压
3号高压
5号低压
6号低压
7号低压
上端差℃
-1.7
0
0
2.8
2.8
2.8
下端差℃
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
再热器及管道压损10%
1、2段抽汽压损3%，其余各段抽汽压损5%。
给水泵效率83%，小汽机效率81%。
2.2.12 VWO工况作为汽轮机、发电机及辅助设备、回热系统等设计选择的基础。
2.2.13 卖方对汽轮机至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。
2.2.14 距汽轮机化妆板外1米，汽机运转层上1.2米高处所测得的噪声值低于85分贝(A声级)，