主机技术协议0118哈汽改版.doc

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辽宁华电铁岭发电有限公司二期扩建工程2x600MW超超临界机组

汽轮机技术协议

需方:辽宁华电铁岭发电有限公司
供方:哈尔滨汽轮机厂有限责任公司
设计院:东北电力设计院
二○○六年一月

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4 交货进度
附件5 设备监造（检验）和性能验收试验
附件6 价格表
附件7 技术服务和联络
附件8 分包商/外购部件情况
附件9 大件部件情况

附件1:技术规范
1 总 则
1.1 本技术协议编制的主要原则和适用范围
1.1.1本技术协议适用于辽宁华电铁岭发电有限公司铁岭发电厂二期扩建工程（2×600MW超超临界机组）的汽轮机设备订货。
1.1.2本技术协议提出的是最低限度的要求，并未对一切细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。哈汽保证提供符合本技术协议和相关有效、最新工业标准的产品。
1.1.3 哈汽如对本技术协议有异议，以书面形式明确提出，在征得需方同意后，可对有关条文进行修改。如需方不同意修改，仍以需方意见为准。
如哈汽没有以书面形式对本技术协议明确提出异议，那么需方认为哈汽提供的产品完全满足本技术协议的要求。
1.1.4在签订合同之后，需方保留对本技术协议提出补充要求和修改的权力，哈汽承诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由买卖双方商定。
1.1.5 本技术协议所使用的标准如与哈汽所执行的标准水平不一致时，按较高标准执行。
1.1.6本技术协议经买卖双方签字认可后作为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。
1.1.7本工程采用KKS标识系统。哈汽在签订合同之后提供的技术文件（包括资料、图纸）和设备铭牌上须有KKS编写，具体标识要求由设计院提出，在设计联络会上确定。
1.2 工程概况
1.2.1 厂址简况
铁岭发电厂位于辽宁省铁岭市西北5km，距沈阳市约70km，为南北铁路干线京哈线必经之地。
电厂厂址紧邻铁法煤矿边缘，运煤铁路专用线15km。
据2001年全国地震区划图，电厂位置的地震加速度为0.10g，地震基本烈度为7度。
1.2.2 工程概况
本期工程建设规模为2´600MW超超临界燃煤机组。
电厂燃用铁法矿务局所属煤矿的动力用煤，水源地利用一期工程的水源地—柴河水库，循环水补充水采用城市中水。本期的场地排水以及生产生活排水排向厂区西侧的排洪沟，然后通过该排洪沟最终流入辽河。
本期工程冷却水系统采用冷却塔的二次循环供水系统，为单元制。
本期工程出线等级为500kV，出线2回，由电厂南侧送出。
本期工程的燃料及原材料的运输以铁路运输为主。
两台机组设置一个集中控制室。
1.2.3 气象条件
铁岭地区属于寒温带季风型大陆性气候，夏季炎热多雨，冬季寒冷漫长少雪，春季风大干旱，秋季晴暖短暂。下面为铁岭气象站观测资料所反映的该地区各项气象特征参数：
多年平均气温：7.4℃；
极端最高气温：35.8℃；
平均最高气温：28.8℃（７月）；
极端最低气温：34.3℃；
平均最低气温：19.4℃（１月）；
平均相对湿度：62%；
平均年降水量：675.6mm；
日最大降水量：134.2mm（８月）；
６～９月降水量约占全年的：71%；
７～８月降水量约占全年的：40%；
年蒸发量 ：1754.4mm；
月最大蒸发量：323.8mm（５月）；
最大积雪深度：16mm；
实测最大风速：24m/s（２月）；
多年平均风速：3.3m/s；
风向频率，春、秋、冬、全年SW，夏SW、SSW；
土壤最大冻结深度为：1.65m。
1.2.4 循环水水质资料
本期工程循环水采用中水，凝汽器循环水水质如下：
单位：mg/L
项 目
CODcr
BOD5
SS
S2-
PH
NH3
碱度
SO42-
Cl－
油
YDT
指 标
10
－
20
0.02
6~8
1
3.0
mmol/L
20
10
0.2
4
mmol/L
1.2.5 设备使用条件
机组运行方式：定—滑—定方式运行
负荷性质：带基本负荷并调峰运行
机组布置方式（暂定）：室内纵向布置，机组右扩建（从汽机房向锅炉房看），机头朝向扩建端
机组安装检修条件 机组运转层标高15m（暂定）
循环冷却水 设计温度20℃
夏季最高温度33℃
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400V三相50赫兹；额定200kW以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相115V。
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400V、56A三相50赫。
1.3 汽轮机主要技术协议
1.3.1 额定功率（在发电机端）： 600MW
1.3.2 汽轮机型式：超超临界、一次中间再热、单轴、二排汽、凝汽式。
1.3.3 参数
主汽门前额定压力： MPa（a） 25
主汽门前额定温度： ℃ 600
再热主汽阀前额定温度： ℃ 600
1.3.4 回热加热级数： 8
1.3.5 设计背压： KPa（a） 单背压4.9
1.3.6 给水温度（TRL工况）：℃ 289
1.3.7 工作转速 r/min 3000
1.3.8 旋转方向（从汽机向发电机看） 顺时针
1.3.9 最大允许系统周波摆动 Hz 48.5～50.5
1.3.10 从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置。
1.3.11 给水泵为每台机组配置2台50%容量的汽动给水泵和一台30%容量（暂定）的启动及备用电动给水泵。哈汽提供启动阶段电动泵切换到汽动给水泵负荷工况的热平衡图，以及一台汽泵和一台电泵运行均带全负荷运行工况的热平衡图。
1.3.12 本合同文件中压力单位中“g”(gauge)表示表压，“a”表示绝对压力。
1.4 设计条件
1.4.1 一次再热与三级高压加热器（内设蒸汽冷却段和疏水冷却段），一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。汽机低压缸排汽排入凝汽器。
1.4.2 第四级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机及厂用辅助蒸汽系统。驱动给水泵汽轮机的备用汽源采用冷再热蒸汽或主蒸汽。哈汽结合电动给水泵容量提供备用及正常汽源切换前后的热平衡图。
1.4.3 进入汽轮机蒸汽品质如下：
钠 ：< 5μg/kg
二氧化硅 ：< 10μg/kg
电导率：25℃ < 0.15μS/cm
铁： < 5μg/kg
铜： < 2μg/kg
1.4.4 本期工程采用中水作为循环冷却水，所有主辅机冷却水采用大闭式冷却方式，水质为除盐水最高冷却水温为38℃。
1.5 设计制造技术标准
1.5.1 汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为：
1.5.1.1 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。
1.5.1.2 在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足最新版的国家标准和相关行业相应标准规范。
1.5.1.3 在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足有关安全、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）。
1.5.1.4 如果本技术协议中存在某些要求高于上述标准，则以本技术协议的要求为准。
1.5.1.5 在不与上述标准、规范（规定）相矛盾的条件下，可以采用行业标准。
1.5.1.6 现场验收试验，凡未另行规定的，均应按照ASME或IEC试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASME PTC6-1996，蒸汽的性能应取自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。
1.5.2 哈汽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
DIN 德国工业标准
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
SD （原）水利电力部标准
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
1.5.3 除上述标准外，哈汽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及竣工验收规程》1996版
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协议》（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协议》（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》
1.5.4 哈汽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。
1.5.5 哈汽所用标准在与上述所列标准有矛盾时，哈汽将这些矛盾之处在哈汽文件中说明，并提交给需方，由需方决定。
1.5.6 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
2.1.1 汽轮发电机组能在下列条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出铭牌功率600MW（当采用静态励磁或不与汽机同轴的电动主油泵时扣除各项所消耗的功率），此工况称为铭牌工况（TRL），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，其条件如下：
(1) 额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
(2) 汽轮机低压缸排汽平均背压为：11.8kPa(a)；
(3) 补给水量为：3%；
(4) 最终给水温度约：289℃；
(5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
(6) 汽动给水泵满足额定给水参数；
(7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数0.85(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温为38℃时，发电机效率为98.9%。
2.1.2 汽轮机进汽量等于铭牌工况TRL）进汽量，能在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（当采用静态励磁或不与汽机同轴的电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）称为最大连续功率（T—MCR），其条件如下：
(1) 额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
(2) 汽轮机低压缸排汽背压为：4.9kPa(a)；
(3) 补给水量为：0%；
(4) 所规定的给水温度：289.2℃；
(5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
(6) 汽动给水泵满足规定给水参数；
(7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数0.85(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温为38℃时，发电机效率为98.9%
2.1.3 汽轮发电机组能在调节阀全开工况下安全连续运行，汽轮机的进汽量不小于105%的铭牌工况（TRL）进汽量，其它条件同2.1.2，此工况称为调节门全开（VWO）工况。
2.1.4 汽轮发电机组能在高压加热器全部停运时安全连续运行，除进汽量及部分回热系统不能正常运行外，其它条件同2.1.2，此时机组能保证输出额定功率600MW。
2.1.5 当机组功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）为600MW时，除进汽量以外其它条件同2.1.2时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。
2.1.6 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：
(1) 汽轮机轴系，能承受发电机及母线突然发生两相、三相短路、线路单相短路快速重合闸、非同期合闸时所产生的扭矩。
(2) 哈汽提供机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂用电）持续运行的时间： 120 分钟。
(3) 汽轮机冷态启动并网前能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，至少能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。
(4) 汽轮机能在低压缸排汽温度不高于79℃下长期运行。哈汽提供高、低压缸排汽温度最高允许运行值分别为450℃、121℃。
2.1.7 哈汽对不允许运行及不允许长期连续运行的异常工况，在启动运行维护说明书中作明确的规定。
2.1.8 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不少于30年，在其寿命期内能承受下列工况，总的寿命消耗不超过75%，其疲劳寿命消耗不超过总寿命的75%。
(1) 冷态启动（停机超过72小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40%） 200次
(2) 温态启动（停机在10至72小时之间，汽缸金属温度约在该测点满负荷值的40%至80%之间） 700次
(3) 热态启动（停机不到10小时，汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80%） 3000次
(4) 极热态启动（机组脱扣后1小时以内，汽缸金属温度接近该测点满负荷值）300次
(5) 负荷阶跃＞10%额定负荷(THA)/min 12000次
哈汽给出在各种运行方式下机组寿命消耗的分配数据表及高中压转子的寿命消耗曲线，以保证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。
项 目
单 位
寿命消耗分配数
启动次数
总寿命消耗
冷态启动
％/次
0.0394%/次
200
7.88%
温态启动
％/次
0.0149%/次
700
10.43%
热态启动
％/次
0.0071%/次
3000
21.3%
极热态启动
％/次
0.0071%/次
300
2.13%
负荷阶跃(负荷变化大于10%)
％/次
0.0005%/次
12000
6%
合计

47.74%

2.1.9 汽轮机运行模式：
2.1.9.1 机组半年试生产后，年利用小时数不小于6500小时，年平均运行时数不小于7500小时。
汽轮机强迫停机率＜2%，汽轮机强迫停机率计算公式：
汽轮机强迫停机率＝ 汽轮机强迫停运小时 ×100%
运行小时＋汽轮机强迫停运小时
2.1.9.2 机组运行模式符合以下方式：

负荷
每年小时数
100%
4200
75%
2120
50%
1180
40%
300
2.1.9.3 制造厂给出汽轮机的两次大修之间的间隔为6年。
2.1.10 机组的允许负荷变化率为：
(1) 在50%～100%TMCR负荷范围内 不小于5%/每分钟
(2) 在30%～50%TMCR负荷范围内 不小于3%/每分钟
(3) 30%TMCR负荷以下 不小于2%/每分钟
(4) 允许负荷阶跃 ＞10%TMCR负荷
2.1.11 机组在整个寿命期间内周波变化范围及允许持续运行时间均符合最新版IEC标准规定，哈汽提供机组在整个寿命期内的周波允许变化范围及允许运行的时间，见表4-18。
2.1.12 从VWO工况到最小负荷，汽轮机能与锅炉协调运行，且能满足汽轮机启动方式的要求。哈汽提供汽轮机允许的主蒸汽、再热蒸汽参数变化范围及允许持续运行时间并说明所依据的标准、规范，见下表。
参 数 名 称
限 制 值

任何12个月周期内的平均压力
≤ 1.00P0
主蒸汽
保持所述年平均压力下允许连续运行的压力
≤ 1.05P0
压 力
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 蒸 汽 压 力
≤ 1.25P1
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连续运行的温度
≤ 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+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+28℃
不允许值
＞ t+28℃
表中：P0 额定主汽门前压力 MPa(a)
Pl 额定冷再热蒸汽压力（THA工况） MPa(a)
t 额定主汽门前、再热汽阀前温度 ℃
2.1.13 主蒸汽、再热蒸汽管道采用双-单-双连接方式，哈汽分别给出机组在启动和正常运行时二根管道中的蒸汽温度的允许偏差值，且不应大于17℃，见下表。
每两根主蒸汽管
两根再热蒸汽管
14℃
正常运行
28℃
每次3分钟，间隔时间不限制
42℃
非正常工况下，每次小于15分钟，每次间隔4小时

2.1.14 哈汽对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、油系统、联轴器等负责统一归口。汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速避开-15%至+15%的区间。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，哈汽提供轴系各临界转速值，见表4-5。还提供轴系扭振自振频率，见表4-22，在工频和二倍工频±7%范围内无扭振自振频率。
2.1.15 汽轮机在所有稳定运行工况下(额定转速)运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直或横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得垂直、横向双振幅相对振动值不大于0.05mm，各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值不大于0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。哈汽提供过临界转速时的最大允许振动值0.15mm。
哈汽提供各轴承形式、主要数据及瓦型、失稳转速等，对于对数衰减率见表4-3,采用的计算公式和判别准则为：对数衰减率=π/Q因子。可以看出对数衰减率与Q因子为倒数关系，因此Q因子的考核标准同时适用于对数衰减率的考核，即较小Q因子将对应较大的对数衰减率，也就是说对横向振动不敏感。哈汽提供安装扬度曲线及冷态标高采用的数值。确定轴承标高以使机组各轴颈处不因此而产生附加弯矩为准则，同时还要根据影响机组标高的运行因素如抽真空等对冷态标高进行必要的修正。哈汽在机组出厂前做高速动平衡消除不平衡量，确保轴系稳定性及机组运行安全性。在需要时电厂动平衡不超过两次，如果增加次数，则由哈汽负责发电量的损失。
2.1.16 当汽机负荷从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，以防机组脱扣。
2.1.17 在可能的不正常环境条件下或凝汽器冷却水系统发生故障（例如水温升高、单循泵或凝汽器单侧运行等），机组能在高背压下运行，即背压高到0.0186MPa（a），负荷583.6MW（TMCR流量下）时安全运行。哈汽提供机组在额定负荷下运行时允许的最大背压值为0.0186MPa（VWO工况下的流量）。
2.1.18 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，发电机处于电动机运行状态，发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间1分钟。
2.1.19 超速试验时，汽轮机能在112%额定转速下作短期运行，这时任何部件都不超应力，各轴系振动也不超过报警值。汽轮发电机整体轴系的稳定安全性计算由哈汽负责。
2.1.20 提供汽机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，从额定负荷（THA）到与锅炉最低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。曲线中至少包括主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量以及机组的转速、负荷变化等。哈汽负责归口机炉联合启动曲线，锅炉厂配合并满足汽轮机启动要求。
2.1.21 哈汽提供汽轮机的起停方式和必要的运行数据见启动运行维护说明书。
2.1.22 热耗率保证值
(1) 机组THA工况的保证热耗率为：
7422 kJ/kW.h
(2) 哈汽按下式计算汽轮发电机组在THA工况条件下的热耗率（不计入任何正偏差值）。
汽轮发电机组热耗率=
式中：
Wt 主蒸汽流量kg/h
Wr 再热蒸汽流量kg/h
Ht 主汽门入口主蒸汽焓kJ/kg
△Hr 经再热器的蒸汽焓差kJ/kg
Hf 最终给水焓kJ/kg
kWg 发电机终端输出功率kW
kWe 当采用静态励磁、电动主油泵时各项所消耗的功率
以上公式是指未使用减温水的工况。
哈汽按下列条件计算保证热耗率
给水泵效率：83%
给水泵汽轮机效率：81%
再热系统压降：10%
1、2、3 段抽汽压损：3%，其它各段抽汽压损：5%
加热器端差参考下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）

1#高加
2#高加
3#高加
5#低加
6#低加
7#低加
8#低加
上端差℃
-1.7
0
0
2.8
2.8
2.8
2.8
下端差℃
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
哈汽提供在各工况下的给水泵汽轮机负荷，见热平衡图。
哈汽提供包含详细数据（包括流量、功率、压降、端差、温升、焓值等）的热平衡图，修正曲线及有关说明。还提供进行热耗值的测量、计算、修正时用的有关规程、规定。热耗试验标准采用ASME PTC6-1996。
2.1.23 汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数见下表。
VWO工况下汽轮机各节点的扭矩、扭应力和安全系数：
轴颈号
扭矩
应力N/mm2
安全系数
1
0
0
-
2
1241000
79
4.8
3
1241000
48
9.3
4
2117000
81
5.4

2.1.24 高压加热器不属主机配套设计，哈汽在汽机热平衡计算时，提出各种运行工况下各高压加热器端差和参数。
2.1.25 VWO工况作为汽轮机辅属设备等设计选择的基础。
2.1.26 距汽轮机外壳外1米，汽机运转层上1.2米高处的假想平面处所测得的噪声水平应不大于85dB(A)。噪声测量方法按IEC61063:1991进行。
2.2 汽轮机本体结构设计要求
2.2.1 一般要求
(1) 所提供的设备能够满足技术先进、安全可靠的要求，采用进口、引进技术、合作制造等多种方式进行，并由哈汽负责技术支持和性能保证。设备的性能和质量由哈汽对需方进行保证，引进技术设备的哈汽的技术支持方也对哈汽进行性能和质量保证。不使用试验性的设计和部件。如果在原机型上有设计变更，哈汽事先向需方提出，并说明变更的原因及可能达到的效果。
哈汽提供的设备、部件最大限度的在工厂进行组装。哈汽在机组出厂前进行盘车。
(2) 哈汽对超超临界机组的选材提供说明，并与哈汽或技术支持方已生产过的超超临界、超临界和亚临界机组的材料进行对比（以中国耐热钢的牌号表示方法表示，如为国外钢材，注明中外对照牌号）。说明应包括汽缸、转子、叶片、喷嘴、主汽门、再热汽阀等，包括常规及高温应力下的一般机械性能数据，特别是高温持久强度、蠕变等重要性能及其对寿命和汽机本体性能的影响，并注明长期使用温度和允许工作压力。见附表4-21。
(3) 在考虑轴系稳定性时，能够考虑蒸汽激振力的影响。
(4) 汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，如滑销系统采用润滑剂则能在运行中注入。
(5) 机组的设计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。防止汽机进水的规定按ASME TDP-1标准执行。
(6) 哈汽对所有连接到汽缸上的管道，提出允许外部作用力及力矩的要求见表4-11。当需方管道设计不能满足表4-11的要求时，设计联络会上协商解决。
(7) 哈汽提供启动时防止高压缸过热的措施及相关设备。采用高压缸启动，启动过程中高压排汽的压力比任何一种旁路系统都低，完全能保证高压排汽的温度在安全范围内，不会产生高压缸过热。
(8) 本工程采用汽轮机一级旁路。旁路的容量满足机组安全启动、停运和负荷快速升降及机组在任何工况下启动（冷态温态、热态、极热态启动）时保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。哈汽结合自己成熟和传统的设计提出采用旁路系统的具体方案和要求，包括旁路的容量、参数、旁路的控制方式与机组运行方式匹配等设想，并提供相应配置的电厂机组运行情况以便需方采购适合的旁路。
哈汽采用高压缸启动，只有一级旁路，旁路的容量能满足机组安全启动、停运和负荷快速升降及机组在任何工况下启动（冷态、温态、热态、极热态启动）时保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。旁路的容量为30%BMCR-40%BMCR。
(9) 除回热抽汽及给水泵汽轮机用汽外，机组能供给厂用蒸汽量：冷段抽汽量20t/h，四级抽汽量暂定55t/h，五级抽气量暂定25t/h，此工况下汽轮机也能带额定负荷（THA）。哈汽提供汽轮机在带额定负荷（THA）时允许的最大抽汽量。
(10) 哈汽对蒸汽品质提出如下要求：

注
正常运行
限制条件
两周
24hr.*

控制
参数
阳离子导电性
微姆/cm
溶解的氧，ppb
钠，ppb
氯化物，ppb
硅，ppb
b,c

b,c
b,c
b,c
b
＜0.3

＜10
＜5
＜5
＜10
0.3-0.5

10-30
5-10
5-10
10-20
0.5-1.0

30-100
10-20
10-20
20-50

铜，ppb
铁ppb
Na/PO4,摩尔比率
亚硫酸盐和硫酸盐
a
a
a,e

d
＜2
＜20
2.3-2.7

*在持续时间应避免超出上限的运行。应立即采取修正行动。
注：a 典型值至少就一周分析一次
b 连续直接分析凝结的进口蒸汽用于控制化学成分或根据锅炉水和机械及汽化携带的水重新进行计算。
c. 推荐的连续分析
d. 低于能检测的最低值时，至少就一周分析一次。
e. 对机组进行磷酸盐水处理
(11) 哈汽采用两排汽方案。
(12) 删除
(13) 机组沿转子轴向不同位置上安装三套转速测量装置，哈汽对具体设置方案给出说明。一套用于监视控制，至少配三个转速探头（包括零转速）；一套用于DEH控制,至少配三个转速探头联锁保护，一套用于联锁保护，至少配三个探头。哈汽提供三套转速测量装置安装所需的所有装置及附件。
(14) 哈汽提供在最不利的运行条件下，一个抽汽逆止阀故障时，汽轮机的超速分析，并据此决定抽汽逆止阀的配供数量。注意：汽轮机四段抽汽管道上必须安装两个抽汽逆止阀。
(15) 哈汽不采用弹簧基座。
2.2.2 汽轮机转子及叶片
(1) 汽轮机转子采用整锻转子，整锻转子无中心孔。
(2) 汽轮机设计允许不揭缸进行转子的动平衡。
(3) 转子的临界转速应符合2.1.14节的要求。
(4) 提供各个转子的低温脆性转变温度（FATT）的数值见表4-1，取得该数值的依据：哈汽公司按下述试验方法确定转子材料的脆性转变温度：用一组共十六个试件，每个试件的尺寸为10mm×10mm×55mm，在试件中部加工一个2mm深的Ｖ型槽。将试件放入液氮中或热水箱中，做不同温度下的试验，当试件断口面积50%为脆性断裂时，所对应的试件温度为该材料的脆性转变温度。哈汽力争降低转子的低温脆性转变温度，至少脆性转变温度值不影响机组启动的灵活性。
(5) 转子相对推力瓦的位置设标记，以便容易地确定转子的位置。
(6) 叶片的设计是先进的、成熟的，使叶片在允许的周波变化范围内不致产生共振，并提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔频谱（CAMPBELL）图。
(7) 由于蒸汽参数高且采用直流锅炉，哈汽对汽轮机防止固体颗粒侵蚀（SPE）所采用的措施：采用喷嘴渗硼的措施。
(8) 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，低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。哈汽提供末几级叶片抗水蚀措施如下：
低压末几级的疏水，采用了特殊的疏水收集器结构。在隔板外环的疏水收集器设计中充分考虑到水滴的轨迹，达到最好的疏水效果。末级隔板采用了疏水槽结构。
低压末叶片为48英寸，为减小末级叶片水蚀，末级动叶的进汽边嵌入司太立合金；保证静叶和动叶之间合适的间隔，以使水滴形成较好的水雾；此外从湿汽区抽出蒸汽排到给水加热器，适当设计给水加热器的抽汽口，以使抽取的蒸汽水分最大。在末级动叶的顶部导流板上设置疏水槽。
所有的叶片都仔细设计，具有足够的振动强度裕度。特别是长叶片，设计时考虑自振频率、工作转速、1-6节径数无三重点共振。在开发这些叶片时，相同的叶片和叶轮均进行了全比例的转动频率试验，并且确认叶片组运行时无三重点共振。末级叶片采用耐腐蚀和侵蚀合金制造，严格控制质量保证较好的振动阻尼特性。
(9) 调节级叶片及动静叶片采用更为合理的型线，以降低端部损失。为防止激振力引起轴系扭振造成叶片疲劳损坏，叶片的设计特别是叶根考虑有足够的裕量。
(10) 说明转子及叶片材料，提供转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。见表4-1及表4-21。
(11) 汽轮机各转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度达到1.0mm/s。
(12) 每台汽轮机转子，在制造厂进行超速试验，超速试验转速3450r/min，时间一分钟。
(13) 哈汽对发电机产生的轴电流、轴电压采取相应措施，防止对汽轮机轴的损伤。
(14) 转子必须经轴系不平衡影响计算、轴系稳定性计算、转子扭振计算，且都处于合格范围内，并将计算结果在汽轮机交货前提供给需方确认。
2.2.3 汽缸
(1) 汽缸的设计能使汽轮机在启动、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量小，能始终保持正确的同心度。
(2) 高、中、低压缸采用已有成熟运行业绩的结构和材料。高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件选用在高温下持久强度较高的材料详见材料表4-21。
(3) 提供低压缸自动喷水系统中本体管道、阀门、附件等和自动控制装置。喷水装置的安装部件和喷水方向恰当，不因喷水而损伤叶片。
(4) 提供保护整个机组用的在每个低压缸上半部设置的排汽隔膜阀（即大气阀），该阀有足够的排汽面积，排汽隔离阀的爆破压力值：0.3kg/cm2（g）-0.35kg/cm2（g）。
(5) 提供汽缸法兰螺栓的专用紧固工具及质量可靠的电加热装置，包括所有附件和控制设备（加热器外套管采用不锈钢材质）。
(6) 提供揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施，液压装置要求进口。措施为：高中压缸采用千斤顶，低压缸采用顶开螺钉。
(7) 汽缸上的压力（包括调节级）、温度测点齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。汽轮机壁温测点，有明显的标志，并提供便于安装检修的措施，内缸壁温测点能在不揭缸的情况下拆换。
(8) 为防止蒸汽激振引起的低频振动，高压部分汽封选择合适的汽封间隙及结构型式。汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和推挡间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。
(9) 哈汽-三菱超超临界机组采用厂内总装后解体发货。
(10) 低压缸与凝汽器采用弹性连接，凝汽器与基础刚性连接，并考虑凝汽器抽真空吸力对低压缸的影响。哈汽提供对凝汽器水压试验时的特殊要求见凝汽器图纸说明。
2.2.4 轴承及轴承座
(1) 主轴承的型式确保不出现油膜振荡，各轴承的设计失稳转速在额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。充分考虑汽流激振力的影响。哈汽提供轴承的失稳转速及对数衰减率的计算数据。
(2) 检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。
(3) 主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。
(4) 任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过77℃，该轴承回油管上有观察孔及温度计插座。监视油流的照明装置用防爆型的，电压不超过12V。在油温测点及油流监视装置之前，不得有来自其他轴承的混合油流。
(5) 运行中各轴承设计金属温度不超过107℃，但钨金材料允许在112℃以下长期运行。
(6) 推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。哈汽提供显示该轴承金属的磨损量和每块瓦的金属温度测量装置，并提供回油温度表。在汽缸或推力轴承的外壳上，设有一个永久性基准点，以确定大轴的位置。
(7) 各支持轴承（包括发电机组的轴承）均设轴承金属温度测点（不小于两点）。
(8) 轴承座上设置测量大轴弯曲，轴向位移、胀差和膨胀的监测