哈尔滨汽轮机技术协议(最终版).doc

中国石油化工股份有限公司长岭分公司煤(石油焦)代油热电联产工程CC50-9.20/3.92/1.08双抽冷凝式汽轮机技 术 协议 书需方： 中国石油化工股份有限公司长岭分公司设 计 方: 中国联合工程公司供 方： 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司2006.4、总则本协议书适用于中国石油化工股份有限公司长岭分公司煤（石油焦）代油热电联产工程50MW汽轮机。本协议书提出的是最低限度的技术要求，其中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全新的产品及其相应服务。卖方须执行本技术协议所列标准，如有矛盾时按较高标准执行。本协议作为合同的附件，与供货合同具有同等法律效力。在供货合同生效时，本协议随即生效，未尽适宜双方随时随时协商解决。一、 工程概述中国石油化工股份有限公司长岭分公司拟建设一座全烧石油焦的热电联产电站，工程建设规模为1260t/h高温高压循环流化床锅炉+150MW双抽凝汽式汽轮发电机组（配60MW发电机）,为本工程配套汽轮机设备即为此工程建设热电联产电站用的一台双抽凝汽式汽轮机。二、 气象资料及地震烈度年平均气温（）： 16.5连续最冷5天平均温度最低4年的平均值（）: 4.52 最大积雪深度mm: 160 冰冻线cm 50极端最高温度（）： 40.4极端最低温度（）： -18.1年平均相对湿度（） 80 %年平均降雨量（mm/a）： 1443.2地震烈度：根据中国地震动参数区划图本项目拟建场地按基本烈度7度考虑。三、 汽轮机主要技术规格及参数：汽轮机形式：双抽冷凝式台数：1汽轮机型号：CC50-9.20/3.92/1.08功率： 额定：50000kW最大：63000kW纯凝：50000kW转速：3000r/min转向：顺时针（顺汽流方向看）主汽门前新蒸汽参数：蒸汽压力：9.20 +0.2-0.3MPa(a)蒸汽温度：535 +5-10进汽量：额定：311.1t/h最大：411.5t/h纯凝：192.93t/h1级工业可调抽汽参数：抽汽压力：3.92+0.3-0.2 MPa(a)抽汽温度：450额定抽汽量：80t/h最大抽汽量：120t/h2级工业可调抽汽参数：抽汽压力：1.08+0.2-0.2 MPa(a)抽汽温度：295额定抽汽量：60t/h最大抽汽量：90t/h排汽压力：额定工况：7kPA(a)纯凝工况：8kPA(a)回热抽汽级数：锅炉给水温度为215，1级0.588 MPa(a)除氧，回热级数由制造厂定（汽机主凝结水直接进入高压除氧器，除氧器进水温度要求约为115，化学补充水采用凝汽器鼓泡除氧，再经汽机回热系统加热至约115后进高压除氧器）。凝汽量：额定工况：104.85t/h最大抽汽工况：111.79t/h纯凝工况：144.26t/h纯凝工况相对内效率：81.43额定工况相对内效率：82.32冷却水温度：设计冷却水温：25保证名牌功率最高冷却水温：33汽机运转层标高9M备注： 1级工业可调抽汽在0120t/h的范围内保证蒸汽参数的稳定；2级工业可调抽汽在090t/h的范围内保证蒸汽参数的稳定，即在该范围内抽汽压力调整装置能正常工作。四、 汽轮机技术要求1. 汽轮机本体部分(1) 汽轮机及所有附属设备应是成熟的、先进的，并具有制造相同容量机组、运行成功的经验,不得使用试验性的设计和部件。(2) 汽轮机采用自润滑滑销系统，应保证长期运行灵活。(3) 机组的设计应充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。(4) 供方应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)汽轮机在30%额定负荷至最大负荷范围内能持续稳定运行。(6)各叶片选用成熟、气动性能良好的叶型，其应力与振动值符合国家新颁发的叶片强度安全准则，保证叶片在频率49.0-50.5Hz的范围内安全运行，末级叶片应具有良好的去湿、防腐蚀结构和性能。(7) 叶片和隔板强度、汽缸缸体的强度和刚性设计保证机组运行安全可靠。(8) 排汽缸喉部装设喷水冷却装置，以防止排汽温度过高。(9) 所有抽汽口均由汽缸下部引出。(10)汽轮机结构部件的设计应尽量减少地震对汽轮发电机组的损害。(11)汽轮机按照电站用透平机设计，为提高对机组热稳定性的要求抽汽调节阀采用双侧进汽方式。(12)盘车装置采用自动啮合形式，该装置除能在就地对盘车进行启停外，还留有与DCS的接口，（包括远方启停指令信号、电机电流、启停过程中的各种状态信号），使运行人员在控制室不用到就地就能对盘车进行启/停控制和状态监视。(13)机组带50MW负荷时，一级抽汽流量降至零时，抽汽口压力可降至3.72MPa，二级抽汽流量降为零时，抽汽口压力可降至0.82MPa。负荷 kW一抽量 t/h一抽压力MPa二抽量 t/h二抽压力MPa5000002.37201.0485000002.801601.083850001.83200.8242560803.9200.82(14)汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况：a、汽轮机轴系应能承受发电机出口母线突然发生两相或三相短路或单相重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。b、汽轮机甩负荷后，允许空转时间不小于15分钟。c、汽轮机应能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行时间至少应能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要（至少48小时）。、汽轮机在排汽温度达65下应允许长期运行，供方应给出排汽缸最高运行温度及对应的运行规范。(15) 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压为3.818.6kPa范围内，至少具有3分钟无蒸汽运行能力，而不致引起设备上的任何损坏。超速试验时，汽轮机应能在112%额定转速下作短期空负荷运行，这时任何部件都不应超应力，各轴系振动也不应超过允许值。（16）汽机前、后轴封密封采用蜂窝形式。2. 调节保安系统（1） 采用独立高压抗燃油数字式电液控制系统，满足本电厂和全厂DCS控制要求，电调系统除了实现电功率、抽汽压力的闭环控制和热电牵连调节与优先级控制（在机组并电网运行时优先满足中压抽汽，其次满足低压抽汽，而后为电功率；在机组孤立运行时，优先满足电功率，其次才是中压抽汽与低压抽汽）外，还具有机炉协调、运行参数监视和参数异常保护功能，具有自动/半自动/手动启动开机功能。（2）机组启动前对DEH的控制逻辑、保护逻辑、基本控制功能进行带仿真器的实验验证，初步确定PID参数，验证液压系统灵活可靠，满足DEH控制要求。DEH应具有较完善的自诊断功能，可检测出模板级、通道级的故障点。同时还有相应逻辑对运行人员的操作指令进行检查以防止误操作。(3)数字调节系统除应完成汽机本体调速外，还需具有汽机系统的事故跳闸功能和油泵启停联锁监控功能。(4)调节系统的迟缓率0.2，抽汽压力不等率010，转速调节不等率36，局部速度变动率2.5，调节系统在额定参数空负荷时保证机组在额定转速6的范围内变化。(5)危急保安器应配有动作指示器，动作转速为额定转速的109112，复位转速为额定转速的 102103，危急遮断器滑阀动作后汽机的飞升转速小于额定转速的15。(6)汽机甩全负荷转速飞升转速额定转速7，调节系统能控制危急遮断器不动作，并维持额定转速。(7)主汽阀速关及手动危急保安器动作至主汽阀全闭时间0.5s。危急遮断器动作至主汽阀完全关闭时间0.8s，同时在1秒内关闭全部调节阀及回热系统抽汽逆止阀。配备主汽阀活动装置、危急遮断器动作试验装置，主汽门关闭时间小于0.2秒。(8) 供方所供的调节系统和监视保护系统应包括汽机本体和发电机及油系统运行和保护功能的设计和实现，并应得到需方的认可。(9) DEH采用的电液转换器不得采用力矩马达推动碟阀及信号放大器组成的电液转换器。(10)ETS功能由DEH厂家提供专用的系统或模块来完成，由汽机厂提供ETS所需的一次元件，ETS系统由汽机厂统一供货。3.随机供应的阀门要求 (1) 供方随汽机本体及附属设备提供的各种阀门，符合国家标准，或ANSIB16.34，ANSIB1.1以及AWWA标准。(2) 阀门的选用等级及工作参数应根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准。(3) 所用阀门及附件都应操作灵活，开启、关闭速度稳定。(4) 用于压力表和压差表的一次门应是球型阀，水位仪表的一次门应用闸阀，以便于清洗水位计和连接管。对压力较高的疏水管和仪表管使用的一次门应设两只隔绝阀。就地排气或是疏水阀应是塞形阀和球形阀。(5) 所有汽轮机成套的电动阀，均应为一体化电动阀,并提供接线图和安装使用说明书。所有电动阀厂家应由需方确认，以利全厂统一。(6) 所有控制用调节阀，均应提供基础设计。(7) 用于油系统的阀门内壁均不得涂漆，而采取其它防腐措施。(8) 为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都应设置过力矩开关和终端开关，并在开闭方向上各有两对常开、闭接点。其接点容量应满足控制的要求。(9) 每只阀门都应带有就地开度指示表，还应在阀门上明确标明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，应带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。(10 ) 真空系统的阀门应具有可靠的密封性。(11) 绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道上必须设有快速关闭的气动逆止阀，关闭时间小于1s，均应采用强迫关闭式。(12) 凡是由于热力过程的需要、起动或停机时经常操作、安装位置工作条件很差、以及公称压力大于2.45MPa且公称直径大于300mm的阀门，公称压力小于0.98MPa(a)且公称直径大于600mm的阀门，均应设有电动或气动操作机构。(13) 汽轮机汽封系统和疏水系统的电动阀门采用进口或引进技术型产品。(14) 汽封系统、疏水系统所有阀门均采用PN1.6压力等级以上的钢阀。（15）供方提供的阀门均配套配对法兰及配件。4材料（采用标准提供）卖方采用设计标准和准则（1）GB4773-84 供热式汽轮机参数系列（2）GB5578-85 固定式发电用汽轮机技术条件（3）GB8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程（4）GB9782-88 汽轮机随机备品备件供应范围（5）GB11120-89 L-TSA汽轮机油（6）GB/T1339992 汽轮机安全监视装置技术条件（7）JD/T1329-91 汽轮机与汽轮发电机连接尺寸（8）JB/T1330-91 汽轮发电机组中心标高与安装尺寸（9）JB/T2862-92 汽轮机包装技术条件（10）JB/T2900-92 汽轮机油漆技术条件（11）JB/T2901-92 汽轮机防锈技术条件（12）JB/T3344-93 凝汽器性能试验规程（13）GB150钢制压力容器（14）GB151钢制管壳式换热器（15）GB/T9115对焊钢制管法兰（16）GB12241安全阀 一般要求（17）GB12242安全阀 性能试验方法（18）GB12243弹簧直接载荷式安全阀（19）国家质监总局压力容器安全技术监察规程（20）工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）(1) 根据技术要求选择适用的汽机本体及辅机制造材料是制造厂家的责任。报价书中应按有关国标或有关制造厂选用的标准（如ASTM，AISI，ASME，SAE等标准）标出材料型号，当没有这些牌号时，应标明材料制造厂家，材料物理特性、化学成份。(2) 供方应提供材料检验记录的副本。(3) 汽轮机零部件的材料应根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等的要求，合理选用材质制造，供方应在标书中加以说明。5.安装和检修要求(1) 供方就随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。(2) 在汽缸、阀门和导汽管外壳上应设置手柄、挂耳或其它装置；重量超过20KG的汽轮机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，应另配置起吊、卸放和支承装置，以便于安装和检修。(3) 汽轮机应配备翻轴瓦时用的抬轴装置。(4) 汽轮机径向汽封，端部汽封和隔板汽封的结构应能调整间隙。(5) 汽轮机汽缸等重要部件，应设有用以进行部件金属材料性能试验的取样部位。(6) 汽轮机应配有能固定在转子上用来找中心的专用工具。(7) 在各种运行工况下与汽轮机本体部分连接的蒸汽管路所产生的推力，不应影响汽轮机的安全运行。(8) 汽轮机出厂时必须做到内部清洁，特别是轴承箱、齿轮箱、油箱、油道、主辅机部套和油系统管道内应彻底清理干净，并妥善防锈。(9) 汽轮机应宜具备不揭缸在转子上配置平衡重块的条件。并有调整危急保安器动作转速的手孔。(10)汽轮机应考虑必要的防火设备及防火措施，汽轮机油系统管道及轴承座不应漏油渗油，轴承结构应避免油烟沿轴外逸6.保温和保温罩(1) 供方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向需方提供图纸，说明书及安装文件。(2) 对保温表面温度根据环境温度提供温升值曲线。在正常运行工况下，汽轮机保温层表面温度均不超过50。(3) 按规程运行时，汽轮机的保温应使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂家的要求。(4) 提供汽轮机的化妆板。化妆板的外形设计、颜色由需方最终认可，并单独报价。(5) 对于需拆卸部分的保温应采用软的保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。(6)提供所需的全部固定保温材料用的保温钩、紧固件、包箍、支架等附件，并有15%的裕量。7.其他技术要求（1） 机组应设转速测量(7点)、轴向位移测量及保护、相对膨胀及热膨胀测量、轴承温度及轴瓦温度轴承振动等的测量装置，所有这些信号要满足DCS的指示和连锁要求；转速采取3取2方式。（2） 具备可靠的轴封压力自动调整器，保证汽机在所有运行工况下自动调整汽封系统压力, 轴封汽源取自中压(1.08MPa)管网。（3） 汽轮机轴瓦设计的失稳转速离超速试验转速20，并具有抗干扰能力，确保不产生油膜震荡。（4） 汽封系统的设计能保证轴封漏汽不进入油系统。（5） 汽机配套的所有电磁阀及断路器油门采用直流电源220V。（6） 汽机保温设计按汽机上、下汽缸温差及壳体外表温度50。（7） 介质压力0.1MPa(a)的抽汽管道设快速气动逆止阀。汽机本体部分具有完整的疏水系统。（8） 提供汽轮发电机组的惰走时间及曲线。（9） 汽轮发电机组的轴系临界转速应避开工作转速30%。提供轴系各阶临界转速值和升速过程中通过临界转速时的振幅允许值。（10） 控制油管路设置蓄能器（瞬间供油能力不小于控制油正常流量的300%）,冷油器三通阀组采用进口。油箱预留远传液位计接口。（11） 凡易耗件提供100%二年备件。（12） 温度小于300的测点选用Pt100热电阻元件，温度大于300的测点选用K分度热电偶。热电阻和热电偶温度测量元件应是双支，铠装。热电阻应采用三线制。测量汽缸壁等金属温度的热电偶采用铠装热电偶，其长度应满足直接接至接线箱的要求，其型式为双支绝缘式，分度号为K分度。汽机配供必要的测点，汽机厂说明各测点所用材料、测点位置及安装方法，提出各个温度测点的正常值、越限值和允许的差值及安装附件。汽机厂区分运行中必须监视的测点及提供试验用的测点。测量支持轴承和推力轴承等金属温度的热电阻(双支)应与发电机厂协调，保证其与发电机轴承上的测温元件一致，并提供出各轴承温度的正常值、越限值，并应提供安装附件。（13） 提供汽轮机油系统的本体仪表（含润滑油压检测、报警及停机保护所需的压力表和压力开关，其中，用于保护的压力开关需按三取二配置。含检测汽机本体回油温度用的带有双金属温度计），并考虑相应的防护措施。（14） 随机所供的压力表（包括安装在就地及开机盘上的），均采用不锈钢压力表。安装在就地开机盘上的压力表，需在图纸中明确。其检测内容如下：主汽压力、一级和二级可调抽汽压力、高压油压力、润滑油压力、凝汽器真空度、油泵出口压力等等。随机所供的压力表（包括安装在就地及开机盘上的）均需配供取样短管及取样阀。（15） 配套供货的特殊远传仪表采用420mADC标准信号（包括油箱油位、凝汽器热井液位、低加液位等），精度不低于0.5级。（16） 保护用开关量仪表采用进口设备。所有开关量仪表的选型得到买方的认可。（17） 汽轮机制造厂归口协调，提供汽轮机、发电机、励磁机整个轴系振动的测振一次元件及二次元件。(18) 汽轮机启动操作数据：a 、 启动时间启动状态冲转至额定转速时间（h）并网至额定负荷时间（h）冲转至额定负荷时间（h）次数冷态 14.335.33100温态0.421.672.081000热态0.250.831.083000极热态0.14110150b、启动及运行极限参数（1）关键部位金属温度、温差及温升率：当汽缸上、下壁温差大于50时不允许启动机组。主蒸汽管壁温升率不大于6/min。（2）各轴瓦金属温度正常值、报警值、停机值： 正常报警 停机推力轴承 65-75 95 105径向轴承 65-75 95 105五、 保证值及条件1. 功率保证值：项 目单 位设 计 值最 大 值冷凝工况条件冷却水温2533251级抽汽量t/h8012002级抽汽量t/h60900排汽压力（真空）kPa5.48.96.5保证功率kW5000063000500002. 汽耗率、热耗率保证值项 目单 位设 计 值最 大 值冷凝工况条件冷却水温2533251级抽汽量t/h8012002级抽汽量t/h60900排汽压力（真空）kPa5.48.96.5保证汽耗率kg/kWh6.2206.6333.858保证热耗率kJ/kWh8215750599953. 汽机各轴承双振幅极限值0.025mm,轴颈的双振幅振动值不大于0.076mm。当汽机通过临界转速时，轴承座双振幅振动值的允许值不超过0.1mm。4. 机组距外壳1m处噪音85dB。5. 当冷却水温为35时，冷油器出油口温度45。6. 额定工况热耗实测值与保证值误差1。7. 机组投运第一年无故障连续运行时间8000h，投运第二年开始8400h。机组使用寿命30年,大修周期应不小于6年或同等运转时间40000小时。六、 检查与试验1. 机组出厂前卖方应按国标GB5578及部标SD269固定式发电用汽轮机技术条件规定的试验项目及要求进行必要的试验。2. 根据需方要求，机组出厂前作热稳定性能试验、全速动平衡及超速试验。调节保安部套除作各部套的常规试验外，并作系统静态联动试验。卖方厂内各种试验及高速动平衡、总装后盘车等试验前20天通知需方派员参加。3. 机组在需方现场总装完成后，制造厂负责作现场试验：3.1 现场试验项目 3.1.1 调速系统热态性能动作试验3.1.2 汽轮机安全监测保护系统的性能试验3.1.3 汽轮机超速试验3.1.4 汽轮机启动和停止试验3.1.5 汽轮机空负荷试验和带满负荷试运72小时3.1.6 主汽阀和各抽汽逆止阀的严密性试验3.1.7 机组真空严密性试验3.1.8 检测控制设备的试验3.1.9 单体调校（安装前进行）3.1.10 系统开环调试（无负荷进行调试，在分部试运行时进行）3.1.11 系统调试（带负荷运行调试，随电厂主机进行）3.1.12 系统纯凝工况和抽汽工况下的甩负荷试验七、 设计制造标准汽轮机及辅助设备的设计及制造成品应符合国家标准GB5578、部颁行业标准SD269（固定式发电用汽轮机技术条件）或生产厂的技术标准。八、 汽轮机成套供应范围1. 概述（1） 由汽轮机制造厂成套供应的设备，根据原机电部指导性技术文件JB/Z335汽轮机成套供应范围的要求包括汽轮机主机、汽轮机辅助设备、随机备品备件、专用工具和汽轮机技术文件等。（2） 成套供应的设备应完整、安全可靠。满足设计性能，符合有关的技术条件和标准要求。提供成套供应项目清单，并提供各系统标明供货界线的图样或说明。（3） 汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、润滑油系统及联轴器由汽轮机制造厂统一归口进行整体设计，并提供各工况机组对基础的动、静载荷的大小及分布图。（4） 设备接口分界。由供方供应的系统或设备之间的内部连接由供方负责提供，不属供货范围的系统及设备，由需方按供方提供的条件负责设计连接。2. 汽轮机主机成套供应范围（1） 汽轮机本体除汽轮机汽缸、蒸汽室及各抽汽口、排汽口和汽缸内部流通部分、汽封、轴承（及座）、座架（底座、基架等）、联轴器（及护罩）外，还包括主汽门、导汽管、主油泵、盘车装置、调节阀（及操纵座、座架等）、机组安装用垫铁、基础螺栓、螺母、垫圈、法兰连接抽汽口的反法兰均由制造厂提供。汽轮机本体主要部件材料：转子材料及其FATT数据：转子材料： 30Cr1Mo1V 脆性转变温度（FATT）：外缘 116 高压缸：ZG20CrMoV 中压缸：ZG230-450 低压缸：Q235-A.F 低压缸、隔板套、隔板：低压缸： Q235-A.F 隔板套： ZG20CrMoV ZG230450 Q235-A.F 高中压隔板： ZG20CrMoV ZG20CrMo 低压隔板： Q235-A.F高压喷嘴弧段： 1Cr11MoV 高、中、低压各级叶片及围带：1Cr11MoV 1Cr12 1Cr13高温螺栓：20Cr1Mo1VtiB 35CrMoA 25Cr2MoVA （2） 调节、保安和监护装置安全调节、保安和监护装置包括全套热、电负荷的电调节装置、电液转换和液压调节执行机构等。保安和监护系统包括超速、轴向位移、低油压、低真空保护、轴承振动及轴瓦金属温度和回油温度、油箱、低加和凝汽器的液位监视保护等1)汽轮机监测系统(TSI)a)汽轮机制造厂配供一套完整的包括探头、前置器、监测器、机架与预制电缆在内的TSI系统。要求监测项目齐全、性能可靠、与机组同时运行。b)进口安全监测保护装置与机组所使用的信号，由汽轮机厂负责协调解决，使保护系统具有统一性和完整性。保护装置及其输出到指示仪表的信号准确可靠。c)要求为420mA统一输出信号。d)控制、报警、保护等接点输出，要求能各送出2对无源接点，其容量为220V AC 3A。e)该装置留有与汽轮机电调、DCS等需用的通讯接口，配3500专用采样盘，其形式由买方认可。f)该装置包括如下功能，但不限于此：转速测量。量程一般为05000r/min，有零转速档可配自动盘车。可连续指示、报警和超速保护。振动测量。按机组轴承数装设(包括发电机)，包括垂直方向和水平方向（瓦振垂直，轴振X/Y向），量程一般为0125mm，可连续指示、报警和保护。轴向位移。通过一点对轴位移进行监测，可连接指示、报警和保护。量程02mm。有自检功能，左右侧各一个。胀差。监测汽缸与转子的相对膨胀差，可连接指示、报警和保护，有自检功能。汽缸膨胀。测量汽缸左、右的胀缩值，装有就地表计，带远传指示（国产）。油箱油位远传指示危急遮断电指示器（带开关量输出）g)TSI随机供货，要求配供进口原装产品，推荐采用ENTLEY-BN3500。h)TSI具有报警倍增功能。i)TSI中用于紧急停机保护的监测项目其测量采用三冗余测量，三冗余保护接点输出。监测项目见汽轮机紧急跳闸系统（ETS）中f项描述。j) TSI具有电源失电报警功能。2)汽轮机紧急跳闸系统(ETS) ETS功能由DEH厂家提供专用的系统或模块来完成，由汽机厂提供提供一套完整的包括一次元件、逻辑回路、机柜、预制电缆在内的可靠的ETS系统。所需的压力、差压开关选用UE的产品。a)ETS是与TSI系统配合，监视汽轮机一些重要信号参数的系统，能保证汽轮机安全运行。b)ETS的主要功能是检查跳闸请求信号的正确性，并对正确的跳闸请求信号作出快速响应。c)汽机应具有电超速和机械超速两套独立的超速保护装置，汽机厂提供超速动作值。d)ETS满足以下要求系统包括两个独立的通道，分别进行逻辑运算，每个通道都可以完成跳闸功能。每个通道及其跳闸条件，均具有在线试验功能。每个通道均为各个跳闸工况提供两个输出接点，一个送往SOE进行监视，用于判别跳闸的首出原因；另一个用接线方式直接送往报警窗口。触发跳闸接点为无源干接点。为确保跳闸动作和减少误动作可能性，跳闸条件为冗余回路。紧急停机保护所需的开关量仪表按三冗余方式设置。系统具有远方跳闸信号的接口(至少3个)。e ）SOE点数包括汽机及发电机所必须的信号。f)汽机跳闸条件如下(但不限于此)：凝汽器真空极低、汽机超速、润滑油压极低、轴向位移过大、轴振动过大、发变组故障。g)系统电源和工作状态进行监视，系统失电或系统故障在单元控制室内报警。h)保护设备得电时工作，跳闸信号也在保护设备有电时发出。3)数字式电液控制系统(DEH)数字式电液控制系统由汽机制造厂负责成套供货，满足石油化工安全仪表系统设计规范要求（SHIT3018-2003）。采用TRICONEX公司或WOODWARD TMR系统的数字式电液调速系统。汽机本体及油系统运行和保护功能均在此系统内实现，设独立的控制机柜。数字式电液控制系统设备包括电子控制装置、液压油系统和就地仪表三部分。汽机厂负责汽轮机本体与DCS的接口及相应的技术工作。（3） 主蒸汽导汽管即主汽门出汽口法兰处到汽机调节阀进汽口法兰处的主蒸汽管道,并配供导汽管支吊架。（4） 抽汽系统 汽缸各抽汽口的抽汽速关阀及其反法兰、自动速关逆止阀及其反法兰，成套自动控制装置以及各工业抽汽管道的安全排汽阀,其中自动速关逆止阀全部采用气动，并配套储气罐。（5） 汽封系统、疏水系统汽封系统中的均压箱、压力调整器、汽封抽汽风机以及由汽机本体到压力调节器的管道及阀门、附件等。汽机前后汽封、主汽门、调节汽门之间的内部管路、阀门等。疏水系统由汽机本体、主汽门、调节汽门、汽封等到疏水扩容箱的汽机本体疏水设备、管道(供直管)、阀门、附件等。（6） 汽轮机罩壳及铭牌（7） 汽轮机保温设计及要求（8） 设在汽轮机后轴承处的发电机前轴承（9） 汽轮机就地仪表盘(由设计院提供要求)及汽机本体范围内的就地仪表和一次仪表，轴承振动、轴位移等测量放大器、转换器安装用仪表盒（箱），配套仪表应能满足汽轮机正常安全运行。（10） 汽机与发电机的联轴器包括螺栓、螺母、垫片。（11） 顶轴装置，包括油泵、管路、阀门、仪表等。（12） 随机备品备件。（13） 随机安装、起吊等专用工具。（14） 与汽机本体及辅机管道接口均供配对接法兰。3. 汽轮机辅助设备供货范围提供全套辅助设备(包括非供货范围内的设备)的技术规格和性能数据及供货范围内设备的安装、使用条件。（1） 凝汽器包括凝汽器本体、排汽接管、支承及底板、本体就地仪表和凝汽器冷却管备件，材料为HSn70-lA材质(冷油器同) ，凝汽器考虑鼓泡除氧补水（凝汽器额定除氧补水量100t/h，最大除氧补水量150t/h）。(2)给水回热设备低压加热器、汽封加热器，包括加热器本体、疏水装置(使用两相流水位调节器)和就地仪表以及远传一次仪表的接口装置（含阀门及反法兰）。(3)润滑油系统油系统中主油泵、油箱、高压启动油泵、交流/直流事故润滑油泵、排油烟装置、双联冷油器、双联滤油器、滤水器（包括发电机空气冷却器进水滤水器）等设备及全套油管道、阀门(不包括冷油器水侧的管道和阀门)，其中油箱、冷油器、滤油器及全套管道、阀门、管件材料等，均采用0Crl8Ni9。(4) 调节油系统采用独立油源，并配置独立油罐和油泵（2100）、双联过滤器和冷却器等，所有材料均采用0Crl8Ni9。（5）抽汽设备采用2套（2100）水环真空泵，汽机厂需提供凝汽器抽真空详细参数，以便设计院选型，用户采购。（6）螺栓电加热装置4、随机安装、起吊工具和备品备件（见附件）九、 技术文件及图纸1. 制造厂供应随机图纸技术文件15套，提供的技术资料文件内容包括：（1） 技术文件和图纸、设备材料供应目录清单。（2） 产品技术规范、技术性能说明和主要技术条件、技术经济指标和保证条件。（3） 产品使用说明(包括安装、启动、停机、运行维护、本体保温设计等说明及必要的数据以及电子版汽机操作手册)。（4） 热力系统、热力技术特性和曲线。（5） 安装、运行和维修需要的图样（包括汽水系统图、总图、主要部套总图、调节系统图、油系统图等），图样具有各种接口尺寸、设备允许的推力和力矩等资料。并且提供轴向力计算书及转子不平衡响应力。（6） 交货验收项目和要求。（7） 产品出厂合格证书、包括总装、部套试验、盘车记录及质量合格证、大型铸锻件及重要部件材料的理化性能检验记录等。（8） 供货装箱清单。（9） 汽轮机各主要部件使用材料一览表。一览表要包括部件号、型号、规格、数量、材质等。（10） 提供汽轮机结构、运行维护、调节保护系统等说明，汽机及其他附属设备启动、停止和事故处理规程及说明书。（11） 技术文件和图纸应包括蒸汽系统、抽汽系统、汽封系统、疏水系统、抽真空系统、给水回热系统、润滑油系统P&ID图及其电子版。（12） 数字调节系统的控制原理图，控制机柜端子布置图及机柜尺寸图，控制机柜的电源及接地要求；汽机本体测点布置图，测量项目清单及参数范围，汽机就地接线盒布置图及接线盒内端子排图，仪表供应清单。2. 资料交付应满足需方对电站设计及安装、调试的进度要求。3. 供电站工程设计用图纸资料（2套）包括：电站施工图设计用图纸资料（2套）（其中1套为设计院进行施工图设计用）包括：（1） 汽轮发电机组基础尺寸、基础柱大概位置和荷载(包括正常满负荷运行及发电机短路时机组动、静荷载及转动力矩)，在技术协议签订后10内提供图纸及电子版(Autocad格式)。（2） 包括汽轮机及其辅机和发电机在内的总体布置图，在提交发电机资料后2周内提供图纸及电子版(Autocad格式)。（3） 汽轮机汽水热力系统图（包括汽封、疏水、抽汽、回热、冷凝、抽真空、冷却水等系统，并在图样中注明交接点），主要工况的热平衡图及各级抽汽有关的热力参数,在技术协议签订后10内提供图纸及电子版(Autocad格式)。（4） 汽轮机润滑、调速保安油路系统图、汽机测点布置图、传递图、DEH、ETS和TSI监测仪表的中文说明书及润滑、调速系统联锁保护要求及数据资料，在协议签订后2个月内提供图纸及电子版(Autocad格式)。（5） 选择水、油泵规格所需的技术数据。在技术协议签订后10天内提供。（6） 汽轮机供货范围内的汽水管路布置图。在协议签订后2个月内提供。（7） 大、重件重量及外形尺寸，检修最大件重量，主、辅机设备性能规格、外形图及接口尺寸。在协议签订后2个月内提供。（8） 运输最大件外形尺寸、重量。（9） 装箱尺寸、数量供电站工程设计用文字资料（2套）包括：1)汽轮机技术说明书，除常规内容外，尚应包含以下内容：a) 汽轮机本体及有关辅机的保护联锁条件及各项参数的保护整定值b) 汽缸金属温差的规定值（包括法兰、螺栓、内外壁）c) 汽轮机进汽允许偏差值及进汽报警参数、进汽停机参数、进汽减负荷参数 d) 汽轮机负荷波动范围e) 调速油、润滑油、脉冲油系统运行整定值说明f) 正常运行时的汽封压力g) 热井水位正常值、最高值、最低值及热井水位报警及保护动作值h) 汽机各进、抽汽口允许的最大推力及位移值i) 按国家规定应提供的其它说明材料以上技术资料在技术协议签订后两周内提供2） 汽轮机有关说明书：包括汽轮机安装使用说明书，汽轮机保温设计说明书，汽轮机变工况曲线及计算说明书，汽轮机本体监测保护说明书、各报警值，汽轮机各辅机及保护部套说明书，汽轮机调节系统说明书等。3） 汽轮机供货清单；4） 汽轮机备品备件清单；5） 按常规满足工程设计需要的其它技术资料。以上技术资料在技术协议签订后2个月内提供十、 制造厂配合测试单位确定热力试验测点布置，以供需方在竣工时进行热力试验验收。十一、 需方要求派员到制造厂对汽机制造过程进行监造，供方为需方人员提供方便，供方需提前通知需方派员参加检查与试验的项目列表如下，供方在试验前20天通知需方：项目需要用户见证汽缸水压试验汽轮机机械运转试验汽轮机运转试验后揭缸检查转子高速动平衡调速装置性能确认试验危急保安器性能确认试验十二、性能鉴定试验项目在机组正常投运后六个月内对机组进行正式性能鉴定试验，标准ASME PTC6,考核机组是否达到供方保证值,制造厂需派专业技术人员参加。1.在夏季工况（循环水入口水温33，设计排汽