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（汽轮机设备及系统）

技 术 讲 义

宋明伟

2008年4月

汽轮机设备系统介绍

一、 汽轮机部分简介

1、 汽轮机型式为超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、海勒式间接空冷凝汽式汽轮机。 2、 设备使用条件

· 机组布置方式：室内纵向布置，机组右扩建（从汽机房向锅炉房看），机头暂定朝向固定端。

· 机组安装检修条件：机组运转层标高 13.7 m。 · 旋转方向（从汽机向发电机看）顺时针。 · 最大允许系统周波摆动： 48.5～51.5 Hz。

· 润滑路布置：从汽轮机向发电机看暂定为右侧布置。 ·汽轮机配上海电气电站设备有限公司上海发电机厂制造的QFSN660-2型静态励磁水氢氢发电机。

1

· 给水泵配置：给水系统为单元制。一台机组配备2×50%BMCR汽动给水泵,一台30%BMCR启动电动给水泵。汽动给水泵排汽排至主汽轮机喷射式混合凝汽器。 3、 冷却方式

对海勒空冷系统：冷却介质为水和空气，冷却设备为喷射式混合

凝汽器和间冷塔。开式冷却水采用循环水，补充水为水库来水，闭式循环冷却水采用除盐水。闭式循环冷却水系统的最高温度为 40 ℃，开式冷却水温度为 33 ℃。 4、 机组的额定设计参数 （1） 在汽机主汽阀前 566℃

（2） 中压联合汽门前 额定压力：90%汽机高压缸排汽压力（约

4.13 MPa）。额定温度： 566℃

汽轮机不同工况下特性

项 目 机组出力 汽轮发电机组热耗值 主蒸汽压力 再热蒸汽压力 单位 MW kJ/kWh MPa.a MPa.a 夏季工况 630 8293 24.2 3.91 额定工况 660 7966 24.2 3.93 VWO工况 683 7970 24.2 4.13 阻塞背压工况 额定压力：24.2MPa 额定温度：

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高压缸排汽压力 主蒸汽温度 再热蒸汽温度 高压缸排汽温度 主蒸汽流量 再热蒸汽流量 背压 低压缸排汽焓 低压缸排汽流量 补给水率 MPa.a ℃ ℃ ℃ kg/h kg/h kPa.a kJ/kg kg/h % 4.34 566 566 312 1953 1696 27 2518 1285 3 4.36 566 566 312 1953 1705 11 2429 1275 0 4.58 566 566 317 2050 1793 11 2426 1320 0

（3） 汽轮机主要数据汇总表

序 号 项 目 单 位 数 据 超临界、一次中间再热、 1 机组型式 三缸四排汽、海勒式海勒空冷凝汽式 2 3 4 5 6 7 8 汽轮机型号 夏季出力 铭牌出力 最大出力（VWO） 额定主蒸汽压力 额定主蒸汽温度 额定再热蒸汽进口温度 MW MW MW MPa(a) ℃ ℃ t/h t/h kPa(a) ℃ NK600-24.2/566/566 637.441 675.950 703.666 24.2 566 566 2019 2120 7.5 喷嘴+节流 281.5 额定工况 备 注 11 主蒸汽额定进汽量 12 主蒸汽最大进汽量（VWO工况） 13 阻塞背压 15 配汽方式 16 额定给水温度

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序 号 项 目 单 位 kJ/kWh kJ/kWh mm 个 % % % % 级 级 级 级 r/min r/min r/min kg/h m×m×m m min % %/min mm mm kPa(a) 数 据 8323 7934 665 3 .85 87.7 93.2 .3 I+11 8 2×7×7 无 无 无 28×11×8 ～10 241 18～100 2、5 0.075 0.15 48 备 注 17 夏季出力热耗 18 铭牌出力工况热耗 19 低压末级叶片长度 20 汽缸数量 汽轮机总内效率 21 高压缸效率 中压缸效率 低压缸效率 通流级数 22 高压缸 中压缸 低压缸 临界转速（分轴系、轴段的试验值一阶、二阶） 23 高压转子 中压转子 低压转子 24 低压缸排汽喷水量 25 调节装置DEH制造厂 26 安全检测（TSI）制造厂 27 数据管理系统（DM2000）制造厂 28 机组外形尺寸 29 最大件起吊高度（带横担时） 30 冷态启动从汽机冲转到带满负荷所需时间 31 变压运行负荷范围 32 定压、变压负荷变化率 33 轴振动最大值 34 临界转速时轴承振动最大值 35 最高允许背压值

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序 号 36 报警背压 37 跳闸背压 项 目 单 位 kPa(a) kPa(a) ℃ ℃ ℃ dB(A) r/min m3 m3 kg m3 t t t t 数 据 43 65 120 93 121 85 2.38 32 48 管式 DENISON/REXTOTH 见表5-22 见表5-22 见表5-22 见表5-22 见表5-22 1000 67.4 50 备 注 38 最高允许排汽温度（额定负荷） 39 排汽报警温度 40 排汽跳闸温度 41 噪声水平 42 盘车转速 油系统装油量 43 主油箱容量 油冷却器型式 顶轴油泵制造厂 抗燃油牌号 抗燃油泵制造厂 44 抗燃油系统装油量 抗燃油箱容量 抗燃油冷却器型式 机组总重 45 汽轮机本体 主汽门、调节阀等 润滑油系统 （4）汽轮机运行参数

序 号 1 2 3 4 5 6

项 目 全真空惰走时间 无真空惰走时间 主开关断开不超速跳闸的最高负荷 超速跳闸转速： 机械超速跳闸转速 电气超速跳闸转速 5

单 位 min min MW r/min r/min 数 据 ～65 ～40 703.666 3300～3360 3300 序 号 7 8 9 10 11 12 13 14 项 目 汽轮机正常运行允许的最高背压（额定负荷） 汽机报警背压 汽机跳闸背压 汽轮机持续运行允许的最高背压/相应的负荷 最高背压下允许的最大负荷变化率 汽轮机正常运行允许的最高排汽温度（额定负荷） 汽机排汽报警温度 汽机排汽跳闸温度 单 位 kPa(a) kPa(a) kPa(a) kPa(a)/ MW 48 43 65 数 据 铭牌进汽量48/612.872 MW/min 33.8 ℃ ℃ ℃ 120 93 121 5%额定负荷，背15 最小持续允许负荷/相应的背压值 MW/kPa(a) 压参照背压曲线。 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 盘车装置型式 盘车转速 盘车可停止时汽缸的最高温度 盘车可停止时转子的最高温度 汽轮机停机后需盘车运行的冷却时间 汽轮机轴承最高允许温度 汽轮机轴承最高回油温度 高压缸末级叶片最高允许温度 低压缸末级叶片最高允许温度 低压缸排汽喷水量 r/min ℃ ℃ h ℃ ℃ ℃ ℃ kg/h 齿轮传动式 2.38 ＜150 ＜150 120 427 120

（5）启动方式及时间 min

启动状态 冲转方式 高中压联合启动 冲转参数(℃/MPa) 375/8.4 冲转至额定并网至带额转速时间 84 定负荷时间 157 每次循环的寿命损耗 0.015% 冷态启动

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启动状态 冲转方式 高中压联合启动 高中压联合启动 高中压联合启动 冲转参数(℃/MPa) 440/8.4 冲转至额定并网至带额转速时间 60 定负荷时间 98 每次循环的寿命损耗 0.008% 温态启动 热态启动 475/8.4 10 50 0.002% 极热态启动 525/8.4 10 ―― <0.001%

（6） 锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）与汽轮机阀门全开（VWO）工况时的流量相匹配；发电机的额定容量与汽轮机铭牌工况时的出力相匹配。

（7） 汽轮机回热系统为7级：3高加+1除氧+3低加。1、2、3级抽汽分别供3台高压加热器。4级抽汽供汽动给水泵、除氧器，5、6、7级抽汽分别供3台低压加热器。正常运行时，高压加热器疏水逐级回流至除氧器。7号低加卧式布置在喷射式凝汽器喉部，部分在凝汽器壳体外，以满足排汽管和疏水管连接的要求。

（8）机组总长（包括罩壳）：～28米

（9）高压转子/中压转子/低压转子叶片级数：1+11/8/2×2×7 （10）低压缸末级（次末级）叶片长度：665（422.8）mm （11）主要部件材质：

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高/中压内外缸材质： 高中压外缸：ZG15Cr2Mo1

高中压内缸：10315AP

低压内外缸材质：低压内缸：20g 低压外缸：Q235 高/中压转子材质：30Cr1Mo1V 低压转子材质：30Cr2Ni4MoV

高/中压叶片材质：2Cr11NiMoVNbVN 2Cr12NiMo1W1 低压叶片材质： 1Cr12Mo 0Cr17Ni4Cu4Nb 高压喷嘴组材质：2Cr12NiMo1W1V 高/中压导汽管材质：P91/P22

高/中压转子脆性转变温度（FATT）：＜121℃ 低压转子脆性转变温度（FATT）：＜13℃ 5、

二、 机组性能特点

1、机组保证使用寿命不少于30年。

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40～90%额定负荷。厂家负责滑压起始点的最终优化。

2、 机组能在48.5～51.5Hz的频率范围内连续稳定运行，而不受任

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何损伤。根据电网系统运行要求，当电网频率超出上述频率值时，汽轮机允许的时间如下：

频率（HZ） 允许运行时间 累计（min） 48．5～51.5 48 47.5 47 连续运行 ≤300 ≤60 ≤10 每次（sec） 连续运行 ≤300 ≤60 ≤10 3、机组能连续发出 660.268 MW；在夏季工况620.188MW。 4、在额定功率工况下，机组的净热耗值不高于7968 kJ/kWh（不考虑试验不精确度容差）；

5、在VWO工况下，汽轮机的最大进汽量2066.206t/h（不作性能保证）；

6、在高加全切工况下，机组能连续发出额定出力660MW； 7、在任何一台低加切除工况下，机组能发出额定出力660MW； 8、在带厂用辅助蒸汽工况下，四段抽汽量为55t/h供厂用辅助蒸汽，五段抽汽量为50t/h供厂用辅助蒸汽，机组能发出额定出力660MW； 9、汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在任何轴承座上测得的垂直、横向和轴向双振幅绝对振动值不大于0.025mm，在任何轴颈上测得的垂直、横向双振幅相对振动值不大于0.076mm。各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。超速试验时，

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对汽轮机任何部件不造成损伤，轴系在各轴颈处的振动值也不超过报警值。轴振动保护动作值0.254mm。

10、汽轮机转子及联轴器能承受由发电机短路和母线短路时或电力系统中其他特定扰动造成的运行工况产生的扭矩。

11、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，厂家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：15分钟。

12、汽轮机并网前应能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，至少应能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。 13、汽轮机能在低压缸排汽温度不高于80 ℃下长期运行。 高压缸排汽温度：正常运行最高380℃，报警420 ℃，停机 427℃； 低压缸排汽温度：正常运行最高80℃，报警 80℃，停机121℃。 14、当汽轮机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组转速不超过危急保安器的转速，能自动降至同步转速，维持转速稳定。

15、汽轮机排汽压力升高到最高允许背压值 48 kPa时允许机组持续运行，铭牌进汽量下相应的负荷值为612872kW，VWO进汽量下相应的负荷值为639837 kW。跳闸背压为65kPa。

16、汽轮机采用不带旁路的高压缸启动、带旁路的高中压缸联合启动

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方式。本机组不采用中压缸启动方式。

17、允许汽轮机的主蒸汽及再热蒸汽参数在以下变化范围内连续运行：

参 数 名 称 主蒸任何12个月周期内的平均压力 汽压保持所述年平均压力下允许连续运行的压力 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 冷再热压力 任何12个月周期内的平均温度 主蒸汽及再热蒸汽温度 保持所述年平均温度下允许连续运行的温度 例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤400小时 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 不允许值 限 制 值 ≤1.00Po ≤1.05Po ≤1.20Po ≤1.25Pr ≤1.00t ≤t+8℃ ≤t+14℃ ≤t+28℃ ＞t+28℃ 表中： (1) Po、Pr分别为主蒸汽和再热蒸汽额定压力；

(2) t为主蒸汽或再热蒸汽额定温度。

18、汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速避开±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。汽轮机轴系的各阶临界转速如下表：

一阶临界转速r/min 轴 段 设计值 高中压转子 低压转子I 低压转子II 发电机转子 1546 1488 1540 810 试验值 无 无 无 无 设计值 ＞4000 ＞4000 ＞4000 2170 试验值 无 无 无 无 二阶临界转速r/min 同时厂家提供轴系实测各阶临界转速值，还提供轴系扭振固有频

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率，在工频和二倍频±10％范围内无扭振固有频率。

阶 次 1 2 3 4 扭振频率（Hz） 18.3 22.8 111.4 1.4

19、汽轮机满足自启停及调频调峰的要求。

20、所有调节阀、执行机构、阀门电动装置等选用智能型一体化，重要部分采用进口产品，保证其可靠性。调节阀接受4～20mADC控制指令并具有4～20mADC的位置反馈，并不需要用户提供24VDC或其它特殊电源。电动门开/关方向限位开关和力矩开关具有两对的两常开两常闭接点；其接点容量为220VAC，3A、220VDC，1A或110VDC，1A。 21、

三、 机组的功率定义 1、夏季工况

夏季工况为机组出力保证值验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽量。

1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质； 2) 背压： 27kPa 3) 补给水率为3%；

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4） 额定给水温度；

5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽； 6) 两台汽动给水泵运行；

7) 发电机效率98.97%、额定功率因数、额定氢压。

2、额定功率

额定功率或铭牌功率为机组出力保证值、热耗率验收工况，此工

况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽量。

1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质； 2) 背压： 11kPa； 3) 补给水率为0%； 4) 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) 两台汽动给水泵运行；

7) 发电机效率98.97%、额定功率因数、额定氢压。

3、调节阀门全开功率（VWO）

汽轮发电机组在调节阀全开，其它条件同第一条时，汽轮机的进

汽量为105%铭牌出力工况进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况。

4、阻塞背压功率

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汽轮机进汽量等于铭牌功率的进汽量，在下列条件下，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，称为铭牌进汽量下的阻塞背压工况，汽轮机的背压称作铭牌进汽量下的阻塞背压。

1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质； 2) 补给水率为0%； 3) 最终给水温度；

4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽； 5) 两台汽动给水泵运行；

6) 发电机效率98.97%、额定功率因数、额定氢压。

四、 汽轮机本体结构设计 （一）、一般要求

1、 汽轮机的滑销系统应保证长期运行灵活，如滑销系统采用润滑剂则应能在运行中注入，提供的文件图纸应包括润滑点的分布、润滑剂的名称和添加周期。

2、 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。

3、 在高背压、低负荷工况时，低压缸具有一套有效的自动喷水系统投入运行。

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4、 本机组采用40%BMCR容量（暂定）的高、低压两级串联汽轮机旁路，同时厂家亦可根据机组启动方式和机组DEH控制水平提出旁路容量的推荐意见。旁路的容量应满足机组安全启动、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。厂家应做好设计配合工作。

5、 除回热抽汽外，机组应能供给厂用蒸汽量: 冷段抽汽量 60（暂定） t/h，四级抽汽量 55（暂定）t/h，五级抽汽量80（暂定）t/h，此工况下汽轮机也应能带额定负荷。

6、汽轮机径、轴向汽封，端部汽封和隔板汽封的结构，在检修时应能恢复其动静部分间隙。 （二）、转子和叶片

1、汽轮机转子采用整缎转子，整缎转子应无中心孔。转子脆性转变温度（FATT）高压为121℃，低压为13℃。（该数值需经过厂内试验保证）

2、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。厂家提供末几级叶片抗水蚀措施的说明。

防止侵蚀的对策来自二个方面：预防、减少颗粒的形成和减缓冲

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蚀的进程。主要有以下几点：

(1). 锅炉过热器的管材应尽量采用有更好抗剥层性能的细晶粒度的材料，减少Fe3O4氧化皮的剥落。

(2). 在调峰及二班制运行时，尽量减少锅炉冷热剧烈变化的停机次数。

(3). 减少锅炉管壁的积垢沉积物( 铜、硅、及铁化合物)的剥落造成对叶片的冲蚀。采取比亚临界更为严格的给水水质控制标准和有效措施：

* 对铜、氧离子、含氧量、钠及氯离子、PH值的控制应更为严格

* 设置更为完善的补给水处理系统，100%凝水的精处理系统和特殊的处理措施，减少腐蚀及腐蚀物对给水的污染，避免有机物在高温下分解对除盐装置树脂的影响。

* 整个汽水系统必须为无铜系统，消除铜沉积物的危害。应设有充氮保护和活性炭处理，化学清洗设备定期清除水汽系统聚集的沉积物，避免在停运时的腐蚀。

* 严格防止凝汽器泄露：如采用抗腐蚀性能好的纯钛管或复合钛管，在采用胀接后再焊接密封的工艺等技术措施。

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3、汽轮机各转子在出厂前进行高速动平衡试验，在厂内进行超速试验。

4、调节级叶片及动静叶片需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应考虑有足够的裕量。

5、转子必需经轴不平衡影响计算、轴系稳定性计算、转子扭振计算、且都应处于合格范围内，且将计算接果提供给厂家确认。 （三）、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、低压缸均应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、导流环等部件应选用在高温下持久强度较高的材料。

3、 为防止蒸汽激振引起的低频振动，高压部分汽封应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应该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。

4、 提供保护整个汽轮机用的排汽隔膜阀（供二片备用薄膜），汽轮机排汽隔膜阀释放爆破压力值为34.3～48.2 KPa(g)。

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（四）、轴承及轴承座

1、汽轮发电机组各轴承的型式应确保不出现油膜振荡。各轴承的设计失稳转速为额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。各轴承形式、主要数据及瓦型、失稳转数、对数衰减率应见下表。

汽 轮 机 轴 瓦

轴瓦受力 轴颈尺寸 轴瓦号 直径宽度mm 型式 四瓦 1 Φ355.6×249.2 可倾 四瓦 2 3 4 5 6 Φ406.4×286 可倾 431.8×302.3 431.8×302.3 431.8×302.3 431.8×302.3 可倾瓦 可倾瓦 可倾瓦 可倾瓦 1305.3 1305.3 1305.3 1305.3 1.4 1.4 1.41 1.47 ≥4500 ≥4500 ≥4500 ≥4500 90 90 90 90 0.374 0.374 0.323 0.323 1451.6 1.43 ＞4500 90 0.300/0.24 12.5 1.73 ＞4500 90 0.300/0.24 轴瓦 面 积 cm 2失稳 比压 转速 MPa r/min 设计轴瓦 对 数 温 度 衰减率 ℃

2、 检修时不需要揭开汽缸和吊走转子，就能将各轴承方便地取出和更换。

3、 主轴承为水平中分面，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。低压缸采用落地轴承座。并附有可更换的轴瓦、瓦块和衬瓦。

4、 任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过75℃。该轴承座上有观察孔及温度计插座。在油温测点及油流监视装置之前，不得有

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来自其他轴承的混合油流。厂家给出轴承排油温度及巴氏合金温度的监视标准。

5、 各轴承设计金属温度应不超过90℃，但乌金材料允许在112℃以下长期运行。

6、 测量轴承金属温度使用埋入式双支铂热电阻，并将该测温元件的接线引至汽机本体接线盒。

7、 推力轴承的设计应能承受任何一方向的轴向推力。推力轴承应有维修时可调整转子轴向位置的装置。厂家提供显示该轴承金属磨损量和瓦块温度的测量装置，并提供回油温度表和热电阻（Pt100）。在推力轴承的外壳上，设有一个永久性基准点，以测量大轴的位置。 8、轴承座上有测量大轴弯曲，轴向位移、膨胀和胀差的监测装置。 9、 每个轴承座上装设测量X-Y两个方向的相对振动及轴承的绝对振动的装置。

10、轴承箱应为焊接式 ，钢板经酸洗磷化后清理干净，箱体内表面涂防锈涂料。

（五）、主汽门、调速汽门、中压联合汽门

1、 主汽门、调节汽阀、中压联合汽门应严密不漏，采用具有高强度的耐热钢材。选择较好的阀腔室及合适的通道型线，以减少冲击波和涡流损失以及降低汽流激振力和振动噪音。

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2、 主汽门、调节汽阀、中压联合汽门的材质应能适应与其相联接管道的焊接要求。厂家提供主蒸汽管道、热再热蒸汽管道与各自阀门的焊接方法及坡口加工图。厂家在制造厂对异种钢或不同管径进行焊接并提供其过渡段，保证与电厂管道同种钢焊接的口径和坡口，电厂现场不出现异种钢焊接。

主蒸汽管道暂按A335 P91材料；再热热段管道暂按A335 P91

材料；再热冷段管道暂按A672B70CL32材料。

3、 主汽门、调速汽门、中压联合汽门应能在汽机运行中进行遥控顺序试验，还具备检修后能够进行单个阀门开闭试验的性能。 4、 厂家提供主汽门、中压联合汽门在启动吹管及水压试验时用的临时堵板、阀座、阀芯、阀盖、连接法兰等。水压试验的压力按锅炉水压试验的压力。

5、 厂家提供主汽门、中压联合汽门使用的临时性和永久性的蒸汽滤网。

6、 厂家提供吹管及水压试验后主汽门、中压联合汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门和中压联合汽门在取出滤网后需用的附加备用密封垫圈。

7、 机组启停时，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，应设置金属温度测点。

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8、 主汽门阀体的疏水管径要根据主汽门所允许的温度变化率来进行设计，以满足机组各种状态启动时，对主汽门阀体热应力要求，避免主汽门阀体出现裂纹，同时也不至于延长启动时间，厂家提供合适的疏水口径并开孔。

9、 主汽门、调节汽阀和中压联合汽门应配有就地和远方指示阀门开度的装置，用于远方阀门开度指示的开、关方向的行程开关至少各有两付触点，触点容量应为220VAC 3A或110VDC 0.5A。

10、各阀门的阀体、阀芯、阀杆材料应保证长期可靠安全运行，不起氧化皮，不发生卡涩及裂纹。各门杆密封漏汽疏放合理，不对外漏汽。 11、厂家提供汽门严密试验方法，严密性泄漏等级应满足ANSI/ASME-16.104规定的6级。每个主汽门提供2个开信号、4个关信号的行程开关、每个再热汽门提供1个开信号、2个关信号的行程开关，行程开关接点数量应满足买方实际的设计要求。

12、 各汽门的关闭时间应满足汽轮机的动态飞升转速要求。具体时间如下表：

汽轮机各阀门关闭时间 s

时间特性 关闭时间 0.2 0.2 0.2 延迟时间 0.1 0.1 0.1 阀门名称 主汽阀 调节阀 再热主汽阀

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再热调节阀

0.2 0.1 （六）、轴封供汽系统

1、 在任何运行方式下汽封密封汽的调节都应是全自动的，轴封供汽系统应是自密封式，并有防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，轴封系统的启动汽源应满足机组冷、热态启动和停机的需要。该系统设有轴封压力调节站、溢流泄压装置和轴封抽气装置等。 2、 轴封蒸汽进口处设有永久性蒸汽过滤器。

3、 轴封启动或低负荷用汽来源为厂内辅助蒸汽、冷再热蒸汽及主蒸汽。

4、 轴封系统上配置有成熟可靠的调压、调温装置，以满足向高压缸、中压缸和低压缸各轴封的供汽参数的要求。

5、 设置一台100%容量的不锈钢管轴封蒸汽冷却器。能力应满足海勒空冷机组的要求。轴封蒸汽冷却器要求按凝结水泵出口阀门关闭时的凝结水全压力设计。

6、 设置两台100%容量的电动排气风机，用以排出轴封蒸汽冷却器内的不凝结气体。两台风机能满足一台运行，一台检修的要求。 7、 轴封用汽系统包括轴封汽源用的电动隔绝阀、减压阀、旁路阀、泄压阀和其他阀门以及蒸汽过滤器、仪表及安装附件、减温装置等有关附属管道、附件和装置。

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8、 提供接至集控室测量和控制所需的传感器、开关和其他装置。 9、 轴封供汽系统不采用基地式调节系统，由DCS控制，厂家所供气动执行器能接受来自DCS的 4～20mA指令并反馈4～20mA 信号至DCS，厂家负责提供调节框图。

汽封系统

名 称 1、汽封蒸汽调节器 型式 数量 压力调节范围 2、汽封排气风机 型式 制造厂 数量 容量 排汽压力 3、汽封蒸汽冷却器 型式 制造厂 冷却表面积 冷却水流量 管子尺寸/厚度 材料： 管子 壳体

单 位 只 MPa(g) 台 m3/h kPa(g) m2 kg/h mm/mm 气动薄膜调节阀 4 0.0207～0.0310 离心式 杭州科星鼓风机有限公司 2 1800 6.5 管壳式 STC 150 350000（最小） Φ25×2.2 不锈钢 碳钢 数 值 （七）、汽轮机疏水和排汽系统

1、 疏水系统的设计应遵守ANSI/ASME TDP-1，排出所有设备包括

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管道和阀门内的凝结水。系统还应使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。

2、 排汽系统应能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。机组解列后，该系统还应具有排除再热联合汽门中蒸汽的功能。 3、 疏水和排汽系统应能实现自动控制，厂家应提供气动或电动装置及仪表。

4、 在失去电源或压缩空气气源时，所有主汽和再热蒸汽的疏水阀应能自动打开，所有抽汽的疏水阀应能自动打开。公称压力大于等于4.0MPa的疏水管道上设两道串联阀门，一道为手动阀门，一道为气动阀门。

5、 系统包括且汽机本体疏水扩容器应能接受下列各项疏水（但不限于）：

1) 收集所有轴封和阀杆漏汽的疏水； 2) 汽轮机的主汽门

3) 汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道

上、下阀座的疏水； 疏水；

4) 再热汽门、各抽汽管道上逆止阀前的疏水； 5) 汽轮

机各汽缸的疏水； 6) 排汽阀和排污阀的漏汽； 7) 本体管道低位点疏水。 8） 本体疏水扩容器的设计制造及布置位置应由买方确认。

6、 厂家应提供汽轮机本体疏水和排汽系统中的全部管道、阀门等。

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进口、国产阀门要求采用在国内有良好业绩的成熟的产品。 （八）、疏水扩容器

1、混合凝汽器由空冷岛设计供货，但布置在凝汽器内的7号低加、抽汽管道（含膨胀节）等由厂家设计供货。混合凝汽器内部抽汽管道布置、7号低加的外型、凝汽器接口等需与EGI配合。所有低加正常疏水和事故疏水以及来自其他水源的疏水接入凝汽器或本体疏水扩容器的方式需与业主方、EGI共同协商确定。

2、 疏水扩容器在机组启动和甩负荷时，应能接受汽机本体以外的机组所有疏水，并满足压力和温度的要求。

3、 疏水扩容器的设计考虑接收以下疏水和蒸汽：

1） 高、低压加热器的正常和事故疏水；

2） 厂内蒸汽管道疏

水； 3） 除氧器溢流放水； 4） 旁路系统的蒸汽； 5） 锅炉启动分离器疏水；

6） 补给水及其它杂项疏水等。 排入的疏水和蒸

汽参数及接口位置待设计联络会上确定。

4、 疏水扩容器的数量不少于2套，喷水减温所配气动调节阀由厂家提供。

5、 厂家应负责设计和提供喷射式混合凝汽器内部的7号低加的支座及5、6、7段抽汽管道。管道布置及支撑设计联络会确定。 6、 厂家应提供汽机本体疏水扩容器的设计并供货。喷水减温所配气

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动调节阀由厂家提供。

五、 汽轮机油系统设计特点 （一）、汽轮机控制用液压油系统

1、 汽轮机液压油采用高压抗燃油，该系统包括液压油箱、两台100%容量的交流供油泵，两台100%容量的冷油器，切换阀，过滤器、储能装置、在线抗燃油再生装置，加热器，油温调节装置、泵进口滤网、有关管道和附件、仪表等。油箱上设有人孔门、浮子式液位计、高低压油位报警开关。液压油系统采用集装式。提供小机油源及接口。 2、 抗燃油液压系统各部件应采用不锈钢管和不锈钢配件。 3、 系统的设计保证当两台高压供油泵瞬间失去电源时（小于5s），汽轮机不会发生跳闸。每台供油泵的容量能满足机组满负荷时的油量需要，当运行泵发生故障或油压低时，备用泵能自动启动。厂家提供低油压开关及自动停机开关，压力测量回路上设置试验阀。 4、 每台机组应提供250%容量的抗燃油（其中150%备用），抗燃油型号为REOLUBE 46XC 。并提供抗燃油系统设备、管道、仪表及附件。

5、 油温调节装置包括一次元件及控制设备。供油泵的全套控制系统包括一套就地控制盘，包括指示器、泵控制开关、开/关指示灯、就

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地/遥控选择开关及报警器等。

6、 抗燃油冷却器的冷却水采用开式冷却水，厂家应根据汽轮发电机组在设计冷却水温度为 暂定为33 ℃、水侧清洁系数为0.85情况下的最大负荷设计，换热器采用管式，换热器材料采用不锈钢。冷油器的设计为正常单台运行，满足系统要求，其管道布置方式允许在一台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或更换。 7、 汽轮机抗燃油系统由厂家（STC）成套供货。

抗燃油系统

名 称 1、抗燃油泵组及油箱的外形尺寸 抗燃油系统需用油量 抗燃油设计压力 抗燃油储油量 抗燃油牌号/油质标准 抗燃油泵: 型式 数量 出力 2、抗燃油冷却器 型式 数量 冷却面积 设计压力 材料 单 位 m×m×m kg MPa(g) m3 / 台 kg/h 台 m2 数 值 1840×2050×2351 1250 14 1.14 Reolube 46XC/ NAS 5/SAE 2 柱塞泵 2 5400 管式 2 2.1 1.6（管侧）/0.1（壳侧） 铜（管子）/不锈钢（壳体、水室） （二）、汽轮机润滑油系统

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1、 润滑油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在启动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承的用油量。 2、 润滑油系统包括主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、氢密封备用油泵、顶轴油系统及顶轴油泵（进口）、两台100%容量管壳式冷油器、两台100%容量的排油烟风机、管道、仪表。系统应满足每台汽轮发电机组所需的全部附件，如回上的窥视孔、温度计及插座和进上的活动滤网等。该系统还可以作为发电机密封油的辅助供油系统。发电机密封油系统与润滑油回由发电机供货商负责，厂家在低压缸处留有接口。

3、 厂家应提供组装油箱，主油箱上设置两台全容量的交流电动机驱动的抽油烟风机和除雾器，使各轴承室内维持微负压，并设置负压表便于监视，以确保各轴承内不吸入蒸汽，避免油中带水。电加热器加热温度到40℃。厂家提供电加热器及温控设备。

4、 油箱容量应满足当厂用交流电失电且冷油器无冷却水的情况下停机时，仍能保证机组安全惰走。此时，润滑油箱中的油温不应超过79℃。油箱的容量应能容纳停机时所有回油量。

5、 汽轮机润滑油系统应考虑氢冷汽轮发电机的油系统的供油和回油。回至油箱处应配置滤网（净化用）。

6、 为最大限度地减少火灾，汽轮机油系统所用管道及附件应是强度

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足够的厚壁管，至少应按最高工作压力跳高一级选取设计压力。尽量减少法兰及管接头连接，若采用法兰连接，则应采用对焊法兰，且法兰的公称压力比对应的管道高一等级。油系统中的附件不应使用铸铁件。所有的道焊缝全部采用氩弧焊打底。汽轮机轴承回油母管应向汽轮机油箱一侧倾斜一定的角度布置，一般倾斜度为2％左右，弯管段应保证油流平稳。润滑油系统应使用套装。套装道采用不锈钢。

7、 所有润滑油系统的泵组设计成能满足自动启动、遥控及手动启停的要求。设有停止--自动--运行按钮和用电磁阀操作的启动试验阀门。 8、 每台冷油器应根据汽轮发电机组在设计冷却水温度为 33 ℃、水侧清洁系数为0.85情况下的最大负荷设计，换热器采用管壳式换热器，材料采用不锈钢。冷油器的设计为正常单台或两台运行，满足系统要求，其管道布置方式允许在一台或两台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或更换。

9、 凡有可能聚集有气体的腔室，如油箱、轴承箱、回油母管等，应有排放油气的设施。

10、 从汽轮机结构和系统设计上，应防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。

11、 油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管道等，应彻底清除残

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砂、焊渣、锈片等沾污杂质，并经永久性防腐蚀处理后再妥善密封出厂，对防腐蚀处理的方法作出说明。油系统所配用的设备包括管道、附件、仪表及仪表安装附件等均应由厂家配套提供。

12、 厂家应提供油系统清洁度的标准，并提供在安装和运行中保证油系统清洁度达标的主要技术措施。

13、 润滑油系统中所配的油泵、风机的电动机应选用防爆型(直流电机除外)。

14、 油系统的防火要求应按照美国NFPA标准及国家有关防火规范规定执行。

15、 主油箱应设置阻火器及事故放油接口。 16、 主油箱应设有油净化接口及配套油位控制装置。

17、 厂家提供机组惰走时间及失去厂用电不烧轴瓦和电动油泵不汽化的措施。

润滑油系统

名 称 1、采用的油牌号、油质标准 2、油系统需油量 3、轴承油循环率 4、轴承油压 5、主油箱 型式 容量 尺寸 6、主油泵

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单 位 m3 MPa(g) m3 数 值 #32透平油，GB11120- 32 8 0.083～0.124 卧式 48.4 mm×mm×mm 7020×3020×3600 名 称 型式 制造厂 容量 7、冷油器 型 式 制造厂 数 量 冷却面积 冷却水流量 材 料 8、辅助油泵 型 式 制造厂 数 量 容 量 氢密封油泵 型 式 制造厂 数 量 容 量 9、交流润滑油泵 型 式 制造厂 数 量 容 量 10、事故油泵 型 式 制造厂 数 量 容 量 11、油温调节器 型 式 制造厂 数 量 容 量

单 位 M3/h 台 m2 kg/h 台 m3/h 台 m3/h 台 m3/h 台 m3/h 台 ℃ 31

数 值 双吸离心式 STC 420 管壳 STC 2 385 780000 YB250M-4 YB160M1-2 齿轮泵 上海液压泵厂 1 45 离心式 涿州水泵厂 1 320 Z2－91 离心式 涿州水泵厂 1 320 WTZK-50-C 上海远东仪表厂 1 10～40 名 称 12、主油箱排油烟风机 型 式 制造厂 数 量 容 量 单 位 台 m3/h 数 值 YB-132S1-2 离心式 杭州科星鼓风机有限公司 2 1116

（三）、顶轴系统

1、 为了减少在盘车（转动）或启动时的启动力矩和轴承摩擦，应提供一套顶轴油压系统向汽轮机和发电机需顶轴的轴承供高压油顶起转子。顶轴系统的设计，能向轴承注入高压润滑油，以承受转子的重量。在机组盘车前或跳闸后都能顺利投入运行。

2、 顶轴油泵为两台100％容量进口高压容积泵（所配电机要求防爆型），其中一台备用，向汽轮机及发电机需顶轴的轴承供油。布置于0米或其他合适的位置，保证可靠地运行并防止漏油。

3、 顶轴油系统应设置安全阀以防超压，并在每个顶轴轴承进口设置高压滤网。

4、 顶轴油系统采用不锈钢管。

5、 顶轴油系统退出运行后，可利用该系统测定顶轴轴承油膜压力，以了解该轴承的运行情况。顶轴轴承的顶轴道上应配置逆止阀及固定式压力表（防振）。

6、 顶轴油泵设置入口油压低的闭锁装置，以保证顶轴油泵不受损坏。

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7 顶轴油系统有各轴承油压调整控制，同时控制位置设计在汽机平台，以利于现场调整油压时能和轴颈抬高值一一对应。（STC顶轴油各油压不需要调整）

8、 润滑油储存及油净化装置不属厂家供货范围，但厂家应在润滑油系统中预留相应接口并做好技术配合工作。 （四）、盘车装置

1、 盘车装置是自动啮合型，采用成熟的盘车,能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速为 2.38 r/min。

2、 盘车装置的设计能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。 3、 提供一套压力开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车，盘车装置运行中供油中断或油压降低到不安全值时，能发出报警，并能自动停止运行。

4、 提供一套盘车装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、转速表、控制箱等。

5、 盘车控制装置由厂家成套供货。该装置除能在就地对盘车进行启停外，还留有与DCS的接口，使运行人员在控制室对盘车进行全部启停操作和监视。

6、 盘车电机要求采用防爆型。

盘车装置

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名 称 型式 容量 电压 转速 盘车转速 单位 kW V r/min r/min YHB250M-6 37 380 930 2.38 数 值

六、 保护装置

1、汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危急保安器有2套，其中1套为机械式，另1套是电子式。动作值为额定转速的110～112%。监视回路采用探头，保护回路采用测速电机。复位转速高于额定转速。危急保安器还设有可靠的动作指示器和报警装置，并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。

2、 汽轮机危急保安系统的跳闸系统有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次启动条件时，只有按照启动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。

3、 从危急保安动作到主汽阀和再热汽阀完全关闭的时间小于0.3秒，各抽汽逆止门的紧急关闭时间小于1秒。

4、 汽轮机组分别在控制室操作盘上及汽轮机就地设置手动紧急停机操作装置。

5、 厂家提供汽机危急遮断装置（机械式），通过该装置可实现紧急

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停机。

6、 厂家提供符合ASME标准中防汽机进水保护的措施、测量装置和控制装置。

7、 保护系统上设置有电磁脱扣阀4个，以防电磁阀发生问题时，影响机组紧急停机。

七、 汽轮机监视系统（TSI）

1、 TSI由厂家随汽机本体成套供货，包括机柜、显示仪表、机架、就地一次元件、探头至前置器的预置电缆，前置器置于汽机本体接线盒内。厂家应提供装在现场的确保机组安全起动、运行及停机的汽机监测仪表，并对其安装工作予以监督，要求监测项目齐全，性能可靠，与机组同时运行，采用进口产品，选型由买方最终认可。一次元件采用涡流传感器类型。汽轮机监视系统（TSI）应选用有两台同类型机组成功运行三年以上经验的进口知名品牌产品。

2、 厂家应对TSI（包括发电机、励磁机的轴承检测）的系统选型、配置、安装设计全面负责，应提供进口的安全监测保护装置，汽机厂同时负责与发电机厂的协调，提供TSI一次检测部分的安装支架（发电机部分安装支架由电机厂提供，汽机厂配合提供相关资料）及相应的接口及安装要求资料。

3、 厂家应提供与安装在机柜内的汽机监视仪表相连的所有放大器、

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信号调节器及其它辅助设备，系统柜内应设必要的端子，以容纳来自现场设备的输入信号和到DEH、DCS、ETS、TDM系统、以及报警窗、转速数显表等的输出信号，其形式及数量应满足买方要求，并由买方认可。

4、 应给连到DCS或外部系统的信号提供隔离缓冲器，以防止外部故障传入。这些外部故障可能引起监视系统内的故障，或机组扰动或跳闸。

5、 模拟信号要求为4～20mA统一输出信号，同一信号要求输出至少1路，不包括该装置本身所需的信号。

6、 控制，报警，保护等接点输出，要求能各送出2付无源接点容量为～220V,3A.

7、 该装置应配合TDM生产厂家提供TDM所需的所有信号，TDM不属汽机厂供货范围。

8、 TSI装置包括如下功能，但不限于此：

a、转速测量：量程一般为0～5000r/min，有0转速档可控制自

动盘车，兼有监相位功能。汽机转速测量探头数量应满足整个汽机指示、记录、控制、报警和超速保护的完整要求。厂家提供电涡流转速探头2只（零转速），DEH、ETS各配置3个的转速探头，另外应设计并提供两套就地转速指示表，有各自的传感器（变送

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器）、二次表等全套附件，机头（前轴承箱处）、机尾（盘车处）各1块。

b、轴承振动，按机组轴承数装设（包括发电机、励磁机），测量

绝对振动值，可连接指示、记录、报警、保护；

c、轴振动：按机组轴承数装设（包括发电机、励磁机），测量轴

承对轴X、Y方向的相对振动，可连接指示、记录、报警、保护等；

d、胀差：监测各汽缸与转子的相对膨胀差，可连接指示、记录、

报警、保护；

e、轴偏心：监测转子的弯曲值，并具有键相位功能，可连接指示、

记录、报警、保护；

f、汽缸绝对膨胀：测量汽缸的热胀值，可连接指示、记录、报警、

保护；

g、轴向位移：通过对大轴位移进行监测，可连接指示、记录、报

警、保护等；

10、 厂家提供一份详细的TSI装置配置图纸及详细硬件清单。厂家为两台机组的TSI装置配置1套调试、参数整定、系统维护用的便携式上位机，包括通讯电缆、通讯卡件、及全套正版的系统软件、应用软件等。

11、 TSI装置的选型和配置方案由买方确认后方可执行。方案确认

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时间定于主机二联会期间。

12、 电源要求：汽机TSI机柜接受由买方提供的两路交流220V+10%，50Hz±2的单相电源。厂家应配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备，当发生电源切换时能够保证机柜正常稳定运行。厂家应负责完成对系统内各设备的供电，买方不再向厂家提供其它任何电压等级的电源。

13、 机柜要求：机柜的防护等级为IP52，机柜门应有导电式门封垫条，机柜的设计满足电缆由机柜下部引入的要求，所有仪表的模拟量信号及开关信号引至端子排，所有端子排和端子都有清晰规范的标识。（端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均由“非燃烧型材料制造”。柜内电缆、接线符合IEEE的防火规范）机柜尺寸、颜色由设计院统一。

汽轮机安全监测仪表（TSI）

名 称 形式 生产厂家 电源电压 输入功率 环境要求 转速测量形式规范 轴承振动监测器形式规范 轴振动监测器形式规范 胀差监测器形式规范 轴偏心监测器形式规范 单 位 V kW ℃ 数 值 TSI 220 0.8 运行：9-65℃，湿度：95%非冷凝 电涡流探头，0-5000r/min 动圈磁电探头，0-500μm 电涡流探头，0-500μm 电涡流探头，0-20/50mm 电涡流探头，0-500μm

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名 称 汽缸绝对膨胀监测器形式规范 轴向位移监测器形式规范 单 位 数 值 LVDT 0-75mm 电涡流探头，0-±2mm

八、 数字电液控制系统（DEH）

1 对于汽轮发电机组应提供数字电液控制系统，应根据两台同类机组及三年以上运行所反馈的现场成功经验设计， DEH系统控制装置电控部分硬件和系统软件等配置必须是各产品现场成功应用最新和最先进的硬件和软件产品。

DEH系统应采用优质进口产品。

厂家承诺DEH系统控制硬件选用与买方DCS的相同硬件，应能在线修改，厂家推荐DEH系统控制硬件选用OVATION、ABB产品，最终由买方确定而不发生商务变动。厂家对DEH系统（包括电子部分和液压部分）全面负责，统一考虑，并提供DEH一次检测部分的安装接口和与DEH液压油系统的接口设备，及相应的接口资料，且提供厂家对DEH的详细要求及逻辑图、调节框图，相关的汽机本体资料、说明、设定值、曲线等。

厂家应负责设计和提供一套完整的数字电液控制系统，它包括进

DEH系统并满足DEH控制要求的设计所需的所有仪表（包括所有变送器、压力开关、温度测量元件等）、设备，并对其安装做好监督。

该控制系统应有很高的可靠性、易操作、易维修，灵活性强，有

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自诊断功能，应提供关键部件备品以防发生危险状况。

数字电液控制系统应是以微处理器为基础以LCD和键盘操作为

主的控制系统。控制器、电源模件、通讯卡件及重要的过程I/O将是冗余配置的。控制器的负荷率应小于60％, DEH可利用率应大于99.98％。DEH系统的接地直接接入电气接地网，其要求的接地阻值不得小于5欧姆。

提供一套LCD操作员站,其形式与DCS相同，操作员站及数据服务器CPU负荷率不大于40％。任何LCD画面均应能在小于1秒的时间内完全显示出来。所有显示的数据应每秒更新一次。调用任一画面的击键次数，不应多于三次，重要画面应能一次调出。运行人员通过键盘、跟踪球或鼠标等手段发出的任何操作指令均应在1秒或更短的时间内被执行。从键盘发出操作指令到通道板输出和返回信号从通道板输入至LCD上显示的总时间应小于2.0秒(不包括执行器动作时间)。对运行人员操作指令的执行和确认，不应由于系统负载的改变或使用了Gateway而被延缓。

应提供1套工程师站（包括一台彩色激光打印机），用于程序开

发、系统诊断和维护、控制系统组态、数据库和画面的编辑及修改。工程师站应能调出任一已定义的系统显示画面。在工程师站上生成的任何显示画面和趋势图等，均应能通过数据高速公路加载到操作员

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站。工程师站应能通过数据高速公路，既可调出系统内任一分散处理单元(DPU)的系统组态信息和有关数据，还可使买方人员将组态的数据从工程师站下载到各分散处理单元和操作员站。此外，当重新组态的数据被确认后，系统应能自动地刷新其内存。工程师站应包括站用处理器、图形处理器及能容纳系统内所有数据库、各种显示和组态程序所需的主存贮器和外存设备。还应提供系统趋势显示所需的历史趋势缓冲器。工程师站应设置软件保护密码，以防一般人员擅自改变控制策略、应用程序和系统数据库。

厂家应负责提供DEH与DCS双向通讯接口（包括硬件和软件），

以便能够通过DCS的操作员站来监视和操作DEH系统。

买方向DEH系统电子控制装置提供两路220VAC电源、两路220VDC或110VDC电源，厂家应配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备，当发生电源切换时能够保证机柜正常稳定运行。厂家应负责完成对系统内各设备的供电，买方不再向厂家提供其它任何电压等级的电源。

厂家应提供汽机阀门的在线试验设备、所有需要的在线寻找故障

的维护设备和供控制功能试验用的过程仿真器。

提供的DEH控制装置应留有接收全厂时钟系统时钟校准信号的

软硬件接口。

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DEH至少应包括以下功能，但不限于此：

1） DEH应具有“自动”（ATC）、“操作员自动”、“手动”三种运

行方式。

2） 汽机的自动升速、同步和带负荷。还并应具备有一次调频功

能，满足系统要求。

DEH应提供在汽机寿命消耗允许条件下按照汽轮机所处不同热

状态和蒸汽参数相适应的合理升速率；实现汽机从盘车转速到带满负荷的自动升速控制。自动升速系统的设计，应充分考虑蒸汽旁路系统的设置，以适应投入蒸汽旁路系统和不投旁路运行的启动升速方式，该系统应该包括：

a、 所有必须的预先检查，以满足进行自动升速的最低条件； b、 所有调节汽机升速率的必要运算和监视过程； c、 汽机升速率；

d、 汽轮发电机组的自动同期；

e、 能满足不同启动运行方式（冷态、温态、热态、极热态）的

要求；

f、 带初始负荷，并应完成运行中“真空、油压、超速、轴移”等

主要保护的在线试验；

g、 汽机负荷；

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h、 DEH的操作显示设备应在主控制台上，以便运行人员能在

升速过程的任何阶段进行控制监视；同时系统能连续监视升速过程；并能显示所有与升速相关的参数，对运行人员提供指导。在升速或带负荷过程中的任何阶段都能进行运行方式的切换选择。

3） 负荷控制

系统将根据协制系统（CCS）或运行人员给出的负荷指令，

自动调节汽轮发电机出力。

该装置应能监视主机状态、汽轮发电机组辅助设备状态、汽机热

应力及各机组出力的过程变量。当出现非常工况（如真空降低、汽压降低等）时，系统将把负荷指令信号到一个适当值，并发出负荷报警信号并给出接点输出。

4） 阀门试验及阀门管理

运行人员可在操作台上对阀门进行试验操作，可实现阀门开闭状

态的在线和离线试验。DEH还应具有阀门管理功能（汽机进汽方式选择）。

5） 热应力计算和控制功能

系统应计算高压转子和中压转子的热应力，自动设定升速率，实

现转速自动控制，实时热应力值将同极限值比较。当任一热应力超过极限值时，应发出保持转速或保持负荷的信号。

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在机组运行过程中，系统还应根据汽机转子热应力对汽机周期性

寿命消耗进行计算并累计，计算结果将在LCD显示及打印。

6） 当CCS投入时，DEH系统应满足锅炉跟踪、汽机跟踪、机

炉协调、定压变压运行、快速减负荷（RUNBACK）、AGC、一次调频、手动等运行方式的要求。

7） DEH应具有OPC超速保护功能，并可通过DEH操作员站

完成汽机超速试验。

8） 显示、报警和打印

所供DEH系统能通过LCD向运行人员提供汽轮机启动和运行过

程中的全部信息（如参数曲线等）及每一步骤的操作指导。而显示报警打印的信息画面及事故追忆的内容由厂家提出，由买方认可。

9） 该系统具有检查输入信号的功能，一旦出现故障时，给出报

警，但仍能维持 机组安全运行无需运行人员干予。该装置具有内部自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能切换到手动控制，并发出报警。

10） DEH应有冗余设置和容错功能，手动、自动切换功能，功

率反馈回路和转速反馈回路的投入与切除功能。

11） DEH应具有最大、最小和负荷变化率限值的功能。 12） DEH与CCS系统应有完善、可靠的接口。

44

13） DEH所有输出模拟量信号均为4～20mA。并负责提供两

线制变送器电源。

14） DEH应留有与分散控制系统DCS（CCS、SCS、FSSS、

DAS）、旁路控制（BPC）、汽轮机监测保护（TSI）、汽机事故跳闸（ETS）、、电网ADS、电压自动调节装置（AVR）、自动同期装置（ASS）及其它相关设备的接口。 九、 汽机跳闸系统(ETS)

厂家提供全套的ETS装置，ETS装置采用由PLC实现，如果汽机ETS控制系统能采用与汽机DEH控制系统一样硬件实现功能，经买方确认,或与DEH相同硬件设备，最终控制硬件选型由买方确定。其控制器、I/O通道及信号均冗余配置，允许在线试验并采用进口产品，其选型要求见本技术协议2.3.1.。ETS有I/O余量（要求有10%余量），重要保护全部采用三台以上就地设备，完成“三取二”或“两或一与”逻辑设计要求。ETS系统软件便于修改，具有与DCS的硬接线及冗余通讯接口，还应向买方提供编程工具。

装设此系统可在危险运行工况下将机组跳闸，其主要功能是检查

跳闸馈入信号的有效发生，并且保证对有效的跳闸馈入信号立即响应，跳闸动作。

ETS系统应能接受买方提供的两路交流220VAC电源、两路

45

220VDC或110VDC电源，并配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备，当发生电源切换时能够保证机柜正常稳定运行。厂家负责完成对系统内各设备的供电。买方不再向厂家提供其它任何电压等级的电源。

厂家在施工图阶段提供详细的ETS系统功能说明书、系统配置

图、硬件清单、初步的I/O清单及电源要求（电压等级、电源容量）、机柜数量等资料。

厂家提供全套ETS资料、图纸，产品说明要求、工作范围及其

与其它系统的接口。

汽机至少有下列跳闸保护条件： 1） 手动停机（双按钮控制）；

2） 机组超速保护（有三个于其它系统且来自现场的转速信

号）；

3） 凝汽器真空低保护（“两或一与”）；

4） 机组轴向位移大保护。（“两或一与”或“三取二”）； 5） 轴承润滑油压力低保护（“两或一与”）； 6） 汽机抗燃油压低保护（“两或一与”）； 7） 发电机故障保护； 8） DEH保护跳机；

46

9） MFT；

10） 汽机、发电机制造厂要求的其他保护项目。 汽机跳闸系统满足下列要求：

a、设计适当的冗余回路以保证跳闸动作，并尽量减少误跳闸，

该系统由两个的通道。

b、能在线试验每个通道及跳闸功能，在功能测试或检修期间，

保护还起作用。

c、应 当引发跳闸保护的原因消失后，跳闸保护系统需经人工复

位，才允许汽机再次启动。

d、在每个跳闸通道上都提供两个输出，分别用于DAS监视系统

和硬报警接线系统。

e、对于所有输入ETS的跳闸信号，可实现首出记忆和输出功能。

厂家提供ETS控制装置送出每个引起跳闸的条件输出信号至买方的DCS控制系统进行事故记录。输出信号应为无源干接点信号。

f、汽机跳闸系统的保护信号均采用硬接线。

g、汽机跳闸装置提供汽机已跳闸的状态无源接点，接点数量8

付，每个接点由单个继电器完成。其他跳闸信号提供不少于12路遥控停机接口 十、 低压加热器

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厂家提供的5号、6号、7号低压加热器，应在同类工程或相似条件下有2台运行并超过两年，并已证明是安全可靠的产品。 1、 低压加热器按汽轮发电机组额定工况作为设计保证工况，VWO工况作为校核工况，并备有10%换热面积余量。

2、 低压加热器为卧式全焊接型，应能承受全真空/抽汽压力以及所连接管道的反作用力和热应力的变化。

3、 当邻近的加热器故障切除时，加热器应能适应由此所增加的汽侧流量而持续运行。

4、 加热器管侧（水侧）及壳侧（汽侧）应设置安全阀。壳侧（汽侧）的安全阀容量，当管子破裂时能保护壳体的安全，加热器壳侧泄压阀的最小容量为10％的管侧凝结水流量。

5、 在设计工况下加热器壳侧的总压力损失不应超过加热器级间压差的30%，且每台加热器壳内总压损不超过35Kpa。

6、 加热器应各自设置足够的放气和内部挡板，以便在加热器启动和连续运行期间排出不凝结气体,加热器启动和连续运行排气接口应单独设置。放气能力按进入加热器蒸汽量的0.5％考虑。

7、 管侧水速平均不大于3m/s。疏水出口管内水速应不大于1.2m/s，当加热器中的疏水水位不受控制时，其疏水管内水速应不大于0.6m/s。

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8、 对于无过热蒸汽冷却段的低压加热器，其给水端差应控制在2～3℃，疏水冷却段端差应控制在5.6℃。

9、 加热器应能适应机组变工况运行，对机组的突然事故具有一定的适应性。在超负荷或非正常工况下，加热器的运行应没有异常噪音、震动和变形。

10、 加热器设有凝结段和疏冷段，为控制疏水水位并保证在各种工况下疏水区的管子都浸在水中。加热器应有足够的贮水容积。 11、 加热器管侧应设有泄压阀。加热器管侧设计压力按凝结水泵出口关闭扬程设计具体数据以设计院提供最终数据为准。

低加的水位是通过差压变送器和液位开关发出信号给自控系统来实现下列控制。

1） 高水位信号：当加热器水位达到高一值，高水位报警，并全

开事故疏水阀；高二值，打开本级加热器水侧旁路阀，同时关闭水侧进出口阀，自动关闭抽汽止回阀及电动闸阀，开启抽汽管道疏水阀，关闭上级疏水调节阀，本级低加解列；

2） 正常水位； 3） 低水位报警；

4） 加热器上就地测量水位接口的设置能保证水位测量的准确

性。正常水位和紧急水位控制器以及水位开关的平衡连接管要各自独

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立设置。水位测量平衡容器与就地磁翻板水位计以及供买方使用的水位测量取样接口分开设置，隔离检修时互不影响。

12、 提供的液位测量接口内径不得小于50mm，在加热器图纸上标出所有水位，即正常水位﹑高水位﹑高—高水位﹑低水位。用于水位测量的接管内径尺寸最小为50mm。温度测点应留有测温元件的安装管座（M32×2）。所有随设备成套的仪表均配供仪表阀门，其它供买方使用的测量接口配供一次门。所有测量接口配供一次门。用于连续水位测量配供单室平衡容器（3个）。就地指示水位表采用磁翻转式。就地温度表为不锈钢万向型。汽水系统上所有取样测点均配供一次门（温度测点除外），对于温度大于200℃或压力大于4.0MPa的压力测点，要求配串联一次门，并采用进口产品。就地压力表计和压力、差压开关等取样点必须配有与系统的隔离一次门。

13、1、2、3段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5%；加热器端差按下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）：

上端差℃ 下端差℃ 1号高加 -1.7 5.6 2号高加 0 5.6 3号高加 0 5.6 5号低加 2.8 5.6 6号低加 2.8 5.6 7号低加 2.8 5.6

由于低压加热器属主机配套设计供货，在汽机性能考核试验时不再对低压加热器的端

差进行修正（由于制造原因引起的不进行修正）。

14、 加热器参数表（加热器的编号按汽机抽汽压力由高到低排列）

序号 项 目 单位 #5低加 #6低加 #7低加 备 注

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序号 项 目 压力降: 单位 MPa MPa m/s m2 MPa ℃ MPa kg kg kg #5低加 #6低加 #7低加 0.0439 0.004 1.7 1300 0.8 0.0495 0.02 1.7 1400 0.35 0.0527 0.03 1.5 1000 0.2 150 0.3 21200 27850 39941 备 注 1 管侧压力降 壳体压力降 2 3 4 设计管内流速 有效表面积 设计压力 加热器壳设计温度 侧 试验压力 重量： 本体净重 5 运行重 充水重 310/170 210/140 1.2 23700 31750 45690 0.525 26500 35332 49197

15、 加热器结构特性表

序 号 1 2 项 目 加热器数量 加热器型式 单位 台 mm/mm mm 根 #5低加 1 #6低加 1 卧式、U形管式 #7低加 2 备注 3 壳体最大外径/壁厚 Φ1832×16 Φ1832×16 Φ1428×14 4 5 最大总长 壳体材料 加热器管束： ～11176 20R 1636 ～11476 20R 1636 ～13800 20R 952 6 管子数量

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序 号 项 目 单位 #5低加 #6低加 #7低加 备注 管子材料 SA688TP3SA688TP3SA688TP3004 04 4 尺寸/壁厚 mm/mm Φ16×0.9 Φ16×0.9 Φ16×0.9 水室与管板材料： 7 水室材料 管板材料 8 管板与管束连接 20R 20R 20R 20MnMo 胀接 SA516Gr70 SA516Gr70 胀接 胀接

十一、 高压加热器 （一） 设计参数

加热器编号 1、加热器型式 2、加热器数量（每台机组） 一、汽机调节阀全开（VWO）工况 给水 1流量 2进口压力 3进口温度 4进口热焓 5 出口温度 6 出口热焓 7 最大允许压降

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单位 HP-1 HP-2 HP-3 卧式、U形管、水室半球形 1 1 1 t/h MPa ℃ kJ/kg ℃ kJ/kg MPa 2051 ~35MPa 265.7 1161.5 288.5 1271 0.1 2051 ~35MPa 227.8 987.6 265.7 1162 0.1 2051 ~35MPa 196.3 849.1 227.8 988 0.1 加热器编号 8 最大允许流速 9 给水端差 抽汽 10流量 11进口压力 12进口温度 13进口热焓 14最大允许压降 其它加热汽源 15流量 16热焓 进入加热器的疏水 17疏水来源 18流量 19温度 20热焓 排出加热器的疏水 21 流量 22 温度 23 热焓 24 疏水端差 二、汽机额定工况 给水 1 流量

单位 m/s ℃ HP-1  3 -1.7 HP-2  3 0 HP-3  3 0 t/h MPa ℃ kJ/kg MPa 118.2 7.32 378.5 ~3093 0.65 166.3 5.305 335.3 ~3021 0.65 94.8 2.68 484.6 ~34251 0.65 t/h kJ/kg t/h ℃ kJ/kg 1号高加 118.2 1191.4 2号高加 284.5 1006.4 t/h ℃ kJ/kg ℃ 118.2 1191.4 5.6 284.5 1006.4 5.6 379.2 861.3 5.6 t/h 1953 1953 1953 53

加热器编号 2 进口压力 3 进口温度 4 进口热焓 5 出口温度 6 出口热焓 抽汽 7 流量 8 进口压力 9 进口温度 10进口热焓 其它加热汽源 11流量 12热焓 进入加热器的疏水 13疏水来源 14流量 15温度 16热焓 排出加热器的疏水 17流量 18温度 19热焓 单位 MPa ℃ kJ/kg ℃ kJ/kg HP-1 ~35MPa 262.9 1148.3 285.2 1255 HP-2 ~35MPa 225.5 977.2 262.9 1148.3 HP-3 ~35MPa 194.4 840.5 225.5 977.2 t/h MPa ℃ kJ/kg 109.9 6.973 370 ~3076 156.42 5.072 327.6 ~3006 88.92 2.651 485 ~3427 t/h kJ/kg t/h ℃ kJ/kg 1号高加 109.87 1177.2 2号高加 266.29 995.6 t/h ℃ kJ/kg 109.87 1177.2 266.29 995.6 355.21 852.6 注：以上参数根据汽轮机厂提供的热平衡图提供， 如与汽机厂图纸不一致，应汽轮机厂热平衡图为准。

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（二） 加热器性能

1 在不变更管束和其它主要部件的条件下，加热器应与主机同寿命，即安全经济运行30年。高压加热器结构型式：卧式、U形管－管板表面式加热器。

2 高压加热器应按汽机额定工况作为设计保证工况，并留有10％的换热面积余量，按VWO工况校核。加热器管束材料为无缝进口碳钢管（如采用U型管，则管束中的下三排管子应选用正公差管道）。 3 加热器应能承受全部异常工况的运行， 异常运行的累计时间至少为其设计寿命的10％，此时，水室进口、加热器管入口和壳体内部部件均不应出现过量冲蚀。在各种负荷下不产生过大噪声、振动和变形。

4 高加应设有内置式蒸汽冷却段。 5 高压加热器管侧设计参数应如下：

(1) 加热器管侧设计压力，取用高压给水管道设计压力～35MPa(g)。

(2) 管侧的设计温度，应为壳侧设计压力下的饱和温度。当加热器有过热蒸汽冷却段时，管侧设计温度应比壳侧设计压力的饱和温度高20℃。

6 高压加热器壳侧设计参数如下:

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(1) 壳侧设计压力应为VWO热平衡工况下的抽汽压力加上15％裕量。

(2) 壳侧设计温度应为VWO热平衡工况下抽汽参数，等熵求取相应抽汽管道设计压力下的相应温度。

7 在设计工况下高压加热器壳侧压力降应小于相邻两级加热器间压差的30％。管侧的压力降（三台高加总和）应小于0.3MPa。 8 高压加热器管侧水速在水温16℃时，无论采用何种管材均不大于3 m/s。

9 疏水出口管内水速应不大于1.2 m/s、当加热器中的疏水为饱和疏水且水位不受控制时、其疏水管内水速应不大于0.6m/s。

10 加热器水侧应设置安全阀，以防止在水侧进出口阀门关闭时，水受热膨胀而超压, 接管内径保证安全运行，并应有一定裕量。 11 加热器壳侧也应设置安全阀，防止由于管子破裂而造成超压， 其最小容量应能通过最大超负荷给水流量的10％或两根管子四个断口排放的流量，两者取较大值并加10％余度。

12 加热器疏水冷却段要有足够的深度，当最低水位时保证水封不破坏。最低和最高水位间至少有150mm的高度，其中76mm为水位变化控制范围。

13高压加热器应能随机投入运行，给水温度变化率在升负荷时能达

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到5℃/min，降负荷时能达到2℃/min，而不影响高加的安全和寿命。 14厂家提供对应于满负荷、部分负荷等各工况的加热器特性曲线与实际流量。

15 高压加热器给水端差及疏水端差应至少满足如下要求：

项 目 上端差 下端差 单位 ℃ ℃ 1号高加 -1.6 5.6 2号高加 0 5.5 3号高加 0 5.6 16 高压加热器汽侧压降应不大于相邻两级加热器间压差的30%，且每台高加汽侧压降不大于0.1MPa。

17 高加疏水口径应有足够的疏水通流能力，保证在任何工况条件下疏水畅通。

18 高压加热器正式投产后其可用率不低于98%。

19 在不变更管束和其它主要部件的条件下，加热器应与主机同寿命，即安全经济运行不小于30年。高压加热器及其附件的使用寿命，必须考虑到在设备使用期间经受各种工况条件的综合影响。 20 高压加热器的大修周期不少于5年。

21 加热器及附件的设计应能承受运行时可能出现的最严重的荷载组合，这些荷载至少应包括：

(1) 管侧、壳侧内压及热胀力。 (2) 运行或试验情况下设备

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自重及水重。 反力。

(3) 保温层及管道荷重。 (4) 安全阀排放时的

(5) 外部接管的推力和推力矩。 (6) 支座反力。 (7)

地震载荷。

（三） 设备制造特点

1、高压加热器应至少包括下列各部件：

壳体及封头；管板；水室；支撑板及隔板；换热管束；活动、固

定支座（包栝支座地脚螺栓）；压力密封人孔；各接口管座；放水、放气阀门及安全阀；各检测控制仪表、测量筒及附件；固定保温层用钩钉

2、 高压加热器由过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段组成。 3、 所有高压加热器及其附属装置的设计应能承受在机组各运行工况范围内可能存在的同时作用的最严峻的负荷组合，而不致影响机组的正常运行。在设备设计中所考虑的负荷应包括内部和外部荷载以及安全阀推力的影响。在水室入口、管束入口或壳体内部的部件无过度磨蚀。所有负荷下的性能应是平稳的，而且无过大的噪音、振动和变形。 4、 高加系全焊结构，为维修需要，高压加热器壳体应设有现场切割线，并给以标明，现场切割部位内衬不锈钢保护环，便于现场切割筒体，检查内部设备。

5、 为防止管束受冲击、振动和冲刷，在所有疏水与蒸汽入口处流速

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应控制在合理的范围内，受蒸汽和高速疏水冲击的部位应装设防冲击板，以保护管束和其它内部零件。冲击板、护罩和其它用于防止可能发生的冲蚀的内部零件应采用不锈钢材料，其设计应合理，不影响换热，并牢固可靠。

6、高压加热器内应有足够的疏水贮存高度，使疏水水位便于控制，并确保在所有运行工况下，疏水冷却段的管束均淹没在疏水中，保证疏水区的严密性。

7、高压加热器非凝结气体排放系统的设计合理，在加热器内应装有足够的排气和内部挡板，在启动和机组连续运行工况非凝结气体在管束中稳定集中，通过排空气管排出，保证加热器换热不受影响，设备不受腐蚀。启动排气接管应与连续运行所需的排气接管分开，厂家提供排气管道阀门，高加设有内置排汽装置，系统不需设计节流孔板，连续排气量按进入加热器蒸汽量的0.5%设计。所有高加连续排气均单独接至除氧器，启动排汽均单独接至空冷机组凝汽器中。启动排气管道阀门应采用真空密封阀。

8、 高压加热器应装设足够数量的管束支撑板与隔板，且间距合理，避免所有运行工况下发生管束振动。支撑板与隔板的装配应允许配管自由滑动。支撑板与管板上的管孔，应与管束同心，且管孔应经绞孔与两侧倒角处理，以防管束被划伤。

9、高压加热器换热管应采用进口无缝碳钢管，管束和管板的连接为焊接和胀接结构。

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10、为避免高温蒸汽对管板及筒壳的热冲击，过热蒸汽冷却段需用包壳板、套管和遮热板将该段密封。卖方保证高加30年寿命。 11、 制造厂应采取严格有效地措施,防止管束与管板连接处产生裂缝和泄漏,并采用先进的氦检漏技术,确保每根管子与管板连接强度及严密安全可靠。

12、为防止传热管口被高温水的冲蚀而损坏,对采用碳钢管的高压加热器需在管口处内壁衬厚度不小于0.3mm的不锈钢套管。 13、加热器的传热管应采用无缺陷的管材,凡有缺陷的管材均不允许修复后采用,也不允许采用环焊缝来接长管子。 14、加热器管子的壁厚应按有关规定计算。

15、U型管（如采用）的最小半径应为1.5倍的管子外径,且圆度偏差应不大于管子名义外径的10％ 。

16、为防止U形管（如采用）在冷弯过程中造成的应力腐蚀裂纹，根据所选用的管材需考虑消除U形管的应力的热处理。 17、U形管（如采用）应进行100％无损探伤检查。

18、高加壳侧应按规定设置放气管，其排气量按进入加热器汽量的0.5％设计,但管内径应不小于25mm。

19、加热器疏水或过冷段的设计，应在能适当控制疏水水量的前提下，使加热器内积水的表面积暴露最小，以便减少在汽机甩负荷时疏水扩容后倒入汽机。

20、 高加壳侧应设置放水口。

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21、 高加管侧应有放水口及放空气接口。 22、 高加应设置正常和危急疏水口。 23、 高加的进汽管应自加热器上部接入。

24、 高压加热器的给水、加热蒸汽、疏水进、出口管均采用焊接连接方式。所有接管应伸出加热器表面至少300毫米。高压加热器各接口应与买方管道的材质与口径相同，若不相同，卖方提供过渡段。高压加热器其它接口若采用法兰连接，卖方应提供各接口反法兰及其连接件，且法兰连接的垫片应使用不锈钢石墨缠绕垫片。

25、 所有加热器的设计均应提供方便的通道，以进行管板与管口检查。高压加热器水室应设置自密封型的人孔盖。

26、高压加热器上应有起吊挂耳设备，图纸中应注明设备起吊重心及起吊方式。高压加热器应在壳体和封头上设置牵引挂耳，用于设备解体检修时，方便壳体或管束移动。

27、高加允许的最大堵管数应不小于管子总数的10％，且在该堵管情况下，高加仍能满足设计参数。厂家应提供电厂进行加热器堵管的施工工艺。

28、 加热器应设有不少于两个支座，这些支座要能承受满水时所出现的最大荷载组合。对于水平安装的高压加热器，水室上装设固定支撑，壳体支撑采用滚动支撑，以允许高加筒体自由膨胀。

29、 加热器壳体和水室上的保温钩钉由厂家负责，已热处理消除应力的壳体和水室部分，不允许在施工工地再焊接。

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30、 高加壳侧应设充氮保护接口和化学清洗接口。

（四） 仪表控制

1、采用符合最新国家标准的元件和设备组件，热电阻采用Pt100（双支）；热电偶采用K分度；模拟量信号为4～20mA DC；开关量为无源干接点，接点形式为DPDT，接点容量为230V AC，5A、220V DC，3A。严禁使用非标准测量元件。所有仪表应采用国家法定计量单位。所有测温元件为非接地型，所有现场就地仪表设备满足IP56防护等级。

2、 高加的水位是通过液位控制器发出信号给自控系统来实现下列控制。

2.1 高水位信号:当加热器水位达到高一值, 高水位报警；高二值报警并全开事故疏水阀；高三值,迅速打开给水旁路阀,自动关闭抽汽止回阀及电动闸阀, 开启抽汽管道疏水阀,关闭上级高加来疏水，关闭疏水至除氧器的截止门和运行排气门，打开启停放水门, 高加解列。 2.2 正常水位 2.3 低水位报警。

3 加热器上测量水位接口的设置应能保证水位测量的准确性。就地水位计应为进口MAGNETROL磁翻转式水位计（带排污门），所有

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测量接口配供一次门。用于连续水位测量配供单室平衡容器。每台高加予留3对液位开关接口。

4 报警和紧急液位控制器以及远传水位计的平衡连接管应设置。

5 提供的液位测量接口内径不得小于50mm，在加热器图纸及加热器本体上应标出所有水位，即正常水位、高一值、高二值、高三值水位、低水位。

6 汽水系统上所有取样测点均配供一次门（温度测点除外），对于温度大于200℃或压力大于4.0MPa的测点，要求配两个隔离门，并采用进口产品。

7 所供电动阀门满足热工控制要求。所有电动门采用智能一体化电动头，开关型电动门提供开、关方向限位开关各2付DPDT接点（220VAC 3A）供使用，并能送出执行机构故障信号1付DPDT接点（220VAC 3A）至DCS。进口电动阀门电动头按照德国SIEMENS、德国AUMA及英国ROTORK报价，并由需方认可。进口气动执行机构厂商按意大利STI、美国Fisher Rosement、美国Valtek报价，并由买方认可。

卖方提供的阀门执行机构选型能在失电、失气、失信号的情

况下不使工艺系统向恶化的方向发展。气动执行机构包括相关附件（包括过滤器、减压阀、电气转换器和电磁阀、保位阀等）。

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调节型电动执行机构配有与执行机构一体化的伺放。所有调节型阀门执行机构提供2线制传输的4～20mA位置反馈信号和接收DCS发出的4～20mA指令信号。对于需要快开/快关的调节型阀门，还提供开关方向行程开关和接受DCS的开、关接点（无源）指令信号。

（五） 设备技术数据汇总表 1 设计性能数据表

加热器编号 单位 设计参数 加热器型式 加热器数量 加热器总面积： 蒸汽冷却段热交换面积 凝结段热交换面积 疏水冷却段热交换面积： 壳侧设计压力 壳侧设计温度 管侧设计压力 管侧设计温度 壳侧试验压力 管侧试验压力 壳侧最大允许压降 管侧最大允许压降 台 m2 m2 m2 m2 MPa ℃ MPa ℃ MPa MPa MPa MPa 卧式U形管 卧式U形管 卧式U形管 1 2520 261.5 1987 271.5 8.11 410/325 35 325 12.4 54.06 ≤0.07 ≤0.1 1 2460 240.2 1929 290.8 5.55 350/300 35 300 8.47 54.06 ≤0.07 ≤0.1 1 1520 134 1001.5 384.5 2.8 510/258 35 258 4.2 54.06 ≤0.07 ≤0.1 HP1 HP2 HP3

管侧流速 蒸汽进口流速 疏水出口管内流速 疏水进口管内流速 给水端差(TTD) 疏水端差(DCA) 额定工况设计数据 给水 流量 进口压力 进口温度 进口热焓 出口温度 出口热焓 抽汽 流量 进口压力 进口温度 进口热焓 其它来汽 流量 进口压力 进口温度 进口热焓 进入加热器的疏水 疏水来自何加热器 流量 温度 热焓 排出加热器的疏水 流量 温度 热焓

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m/s m/s m/s m/s ℃ ℃ 1.9 41 1.2 -1.7 5.6 2 42.5 1.2 2.4 0 5.6 2.1 45 1.2 2.9 0 5.6 t/h MPa ℃ KJ/Kg ℃ KJ/Kg 1953 ~35MPa 257.9 1124.9 285.9 1258.1 1953 ~35MPa 221.4 959.0 257.9 1124.9 1953 ~35MPa 194.2 839.9 221.4 959.0 t/h MPa ℃ KJ/Kg 134.496 6.829 369.4 3080.6 148.824 4.537 315.4 2988.4 76.212 2.381 486.1 3432.3 t/h MPa ℃ KJ/Kg / / / / / / / / / / / / t/h ℃ KJ/Kg / / / / 1号高加 134.496 263.5 1152.1 2号高加 283.320 227.0 976.5 t/h ℃ KJ/Kg 145.476 266.5 1166.8 304.308 229.4 987.8 385.884 201.9 861.2

2 结构特性数据

加热器编号 单位 设计参数 壳体 封头型式 壳体最大外径及壁厚 加热器高度 抽壳体或抽芯子尺寸 壳体材料(筒节/筒身) 冲击板材料 管束 管子流程 管子与管板连接方式 型式 管子根数 材料 管径×壁厚 最大允许堵管数 水室与管板 水室与壳体连接方式 水室材料 水室盖材料 管板材料 mm mm mm 根 mm ％ HP1 HP2 HP3 椭圆形封头 椭圆形封头 椭圆形封头 Φ2180×90 ～3000 ～7340 Φ2120×60 ～3000 ～8160 Φ2120×60 ～3000 ～4750 SA516Gr70 SA516Gr70 SA516Gr70 SA240Gr405 SA240Gr405 SA240Gr405 2 焊接+胀接 弯管 2809 2 焊接+胀接 弯管 2673 2 焊接+胀接 弯管 2524 SA556GrC2 SA556GrC2 SA556GrC2 Φ16×2.5 10 焊接 Φ16×2.5 10 焊接 Φ16×2.5 10 焊接 SA516Gr70 SA516Gr70 SA516Gr70 20MnMo 20MnMo 20MnMo 20MnMo 20MnMo 20MnMo

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管板与水室连接方式 接管 水室进口（外径×壁厚） 水室出口（外径×壁厚） 壳体上抽汽进口（外径×壁厚） 壳侧疏水进口（外径×壁厚） 壳侧疏水出口（外径×壁厚） 壳侧安全阀规格/数量 水侧安全阀规格/数量 壳侧放气阀规格/数量 壳侧压力表规格/数量 壳侧温度表规格/数量 水位控制器接口规格/数量 水位开关接口规格/数量 壳侧排水口规格/数量 水室排水口规格/数量 磁浮子式水位计 危急疏水口（外径×壁厚） 其它 水室接管材质 抽汽接管材质 疏水接管材质 mm mm mm mm mm 焊接 Φ508×50 Φ508×50 焊接 Φ508×50 Φ508×50 焊接 Φ508×50 Φ508×50 Φ273×21.5 Φ325×15.5 Φ323.9×8.4 / Φ219×10.5 Φ325×13 Φ377×13 DN100/1 DN20/1 DN50/3 DN20/1 G3/4”/3 DN50/2 DN50/2 DN50/3 DN50/2 DN50/2 Φ377×13 / Φ324×25.5 Φ377×17.5 DN80/1 DN20/1 DN50/2 DN20/1 G3/4”/3 DN50/2 DN50/2 DN50/3 DN50/2 DN50/2 DN80/1 DN20/1 DN50/3 DN20/1 G3/4”/3 DN50/2 DN50/2 DN50/3 DN50/2 DN50/2 Φ324×25.5 Φ377×17.5 / / 15NiCuMoNb15NiCuMoNb15NiCuMoNb5 15CrMo 20MnMo 5 15CrMo 20MnMo 5 15CrMo 20MnMo

十二、 海勒式（HELLER）空冷系统

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一、 系统简介 1、系统设备

主机冷却系统采用海勒式间接空冷系统，该系统由喷射式混合凝汽器、循环泵水轮机组、福哥式散热器、自然通风冷却塔、循环水管等组成。冷却系统采用单元制，一台机组配一套凝汽器、二或三套循环泵水轮机组、一座间冷塔及相应的福哥式散热器、一根循环水进出水母管。 2、工作流程

来自冷却塔冷却后的水经过两台并联的能量回收水轮机，到直接接触式喷射凝汽器中加以利用，用以对汽轮机的乏汽进行冷凝。冷却水和凝结水混合后被收集在凝汽器的底部（热井），然后，由三台效率为33％的循环水泵将介质抽走。介质流量的3％ ——相当于冷凝蒸汽量——由普通的增压泵输送到锅炉的给水系统中。大部分介质被重新送回到冷却塔中，以便重新进行冷却。冷却任务是由冷却三角完成的，三角被分成很多平行的冷却扇段，并由自然通风的冷却塔将冷却空气流引入其中。

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二、 系统控制

冷却装置的测量仪表和控制设备由可以编程逻辑控制器为基础的（PLC）微处理器控制和协调，在机组集中控制室通过分散控制系统（DCS）进行控制。按功能分组的控制等级，可以只需通过一个按钮的操作就可由控制盘完成工艺程序的控制。这一控制方法还为系统提供了一定的保护功能，即使操作员忽略了报警信号，也不会影响保护功能的动作。

程序控制系统包括以下几个主要部分： - 冷却水循环泵的启停 - 冷却扇段的注水和排水 - 操作阀门，将冷却扇段旁路 - 控制凝汽器中的水位 -控制地下蓄水池中的水量 -事故排水系统的操作

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-冬季时对冷却水温度的控制

-冷凝水增压泵的启停（如果其控制设备在此安装的话） -排气系统的启停。

控制系统只采用了很少的模拟控制电路：用模拟电路控制循环水泵的输水&冷却三角顶部的水位；冬季时，控制百叶窗的开闭，以控制主冷却系统中冷却水的温度，以及控制凝结水系统中冷凝泵的最小流量。

三、 系统性能

1、汽轮机组及汽动给水泵在环境温度33.0℃、冷却塔零米以上10m处环境风速4m/s时，在排汽流量为夏季工况的105%和排汽焓下，冷却塔出水温度不超过夏季温度设计值，同时必须保证汽轮机排汽口满发背压不超过24KPa。（工况1）

2、汽轮机组及汽动给水泵在环境温度16.0℃、冷却塔零米以上10m处环境风速4m/s时，在排汽流量为额定工况的105%和排汽焓下，冷却塔出水温度不超过设计值，同时保证汽轮机排汽口满发背压不超过11KPa。（工况2）

3、在机组运行情况下，环境温度在0℃以下至最低气温-19.2时，冷却塔零米以上10m处环境风速4m/s，保证空冷散热器管束不结冻。 4、在工况一条件下保证混合式凝汽器设计端差不超过0.5℃。在工况二条件下保证混合式凝汽器设计端差不超过0.65℃。 5、凝汽器出口凝结水含氧量：≤20ppb

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四、 主要设备及系统性能

1、直接接触式喷射凝汽器和排气设备

凝汽器由壳体、喷嘴、冲击板、塔盘装置、热井等组成。凝汽器的壳体采用具有一定强度的钢结构制成。

冷却水由联箱（水室）补水，通过喷嘴将冷却水喷射到凝汽器室中。通过喷嘴和凝汽器冲击板，在凝汽器中形成水膜，水膜可以保证良好的热传输效率和除氧效果。同时，水侧摩擦损失只有约3米W.G。为了冷却由抽真空装置抽出的汽——气混合体，在水室的底部安装了一个多孔的阶梯式塔盘装置。凝汽器的壳体被焊接到了连接管上，连接管通过一个膨胀接头与汽轮机的短管连通。相应地，凝汽器由滑动支架支撑。

由于冷凝水回路是完全闭合的，且冷却水的压力高于大气压，所以，空气不可能进入冷却系统。从凝汽器中抽出的空气量不超过具有同一制冷量的表面凝汽器数值。直接接触喷射式凝汽器为免维护设备，而且由于与表面式凝汽器不同，其内部没有细管，因此不需要任何清洗过程。同时凝汽器的喷嘴也被设计为免维护型。 2、凝汽器水位控制

在锅炉和冷却水回路中没有水损，以及在没有平均水温引起的冷却水回路水量增加／下降的情况下，凝汽器中的水位不会发生变化。但在实际运行过程中，由于锅炉循环水回路中有一定的水损，所以必须进行补水。补水水源取自冷凝水储水箱。在补水管上，安装自动补

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水装置以控制凝汽器中的水位保持在规定的水位。

由于循环水是完全闭合的，可以利用优质的锅炉给水。对于给定容量的冷却塔，其中的水温几乎可以升高到排汽的饱和温度，可以在直接接触式喷射凝汽器中获得比表面凝汽器中高的真空度。而且，直接接触式喷射凝汽器的结构相对简单，工作可靠性要比表面凝汽器高得多，其维护费用也比表面凝汽器的低。 3、循环水泵及水轮机组

该系统由3台35%并联的水力机械组构成。每台水力机械组包含一台循环水循环泵、一台能量回收水轮机和一台驱动电动机。冷却水循环泵与水轮机、电动机同轴连接并由插入式联轴节连接到一起。由水轮机回收的能量提供了部分抽水用电、剩余的能量由电动机提供。公用轴不仅降低了电动机的尺寸和能耗，而且还提高了运行的可靠性。

水力机械组布置在汽机房A外的毗间内，至回热系统的凝结水自循环水泵出口管道上接出。循环水泵的流量与扬程的性能曲线（Q—H曲线）变化平缓。系统高程布置应保证在各种工况下循环水泵不发生汽蚀。水轮机不但回收循环水剩余水头，还需调节系统总压力和凝汽器内喷嘴前的水压，保证形成微薄且均匀的垂直水膜，减少排汽通道阻力，使循环水与排汽充分接触换热。 4、冷却三角

散热面，即所谓的“冷却三角”沿着冷却塔的周线垂直安装。冷却三角是一个自支撑的装置，安装。冷却三角有一个截面形状呈三

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角形的刚性构架，三角的角度不同的两面由2.4米宽的高热交换器板（柱）构成，而三角的第三面则是开口的，以便空气进入。冷却扇段的母管和冷却器之间采用饶性的橡胶软管连接。这一设计确保了冷却水管和散热器也能够承受由热膨胀和／或地震活动引起的额外的负荷和位移。

冷却装置中使用的水——空气热交换器是福哥型多孔铝散热片式热交换器。冷却水管以交错管排的形式安装，与散热片形成了接合冷却器矩阵。

福哥型热交换器有良好的传热特性、易清洗性和抗腐性能以及机械强度。在冷却三角的第三（进气面）面，冷却三角安装了电动百叶窗。热交换器面的装配完全采用冷加工方法，因此，不会由于残余焊

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料或焊剂的存在而造成腐蚀。

与大气接触的整个三角架表面是由纯铝制造的，其防腐性能十分优异。

由于冷却三角的散热片呈连续直线排列，所以，在进气侧可以方便地用水进行冲洗。冷却三角的冲洗设备是一个安装在活动平台上的可旋转的集管设备，在整个集管的长度上，布满了喷嘴。平台安装在冷却塔框架的导轨上，可以沿着各个冷却扇段移动。冲洗水由冷却扇段中的循环水管提供并由加压泵加压。在冲洗过程中，集管不断旋转，其上的喷嘴喷出的水柱有效地对热交换器的表面进行喷水冲洗。根据环境污染的程度决定，这种冲洗一年可进行一次或两次。冲洗一个冷却三角大约需要用5分钟和2-3 m3的水量。

冷却器被分成几个的冷却扇段，在进水侧，各个冷却扇段之间并联连通，其中包括一组冷却三角。每个冷却扇段都可以单独与冷却水回路连接或断开。这样的布局结构便于系统的充注和排水。冷却系统的维护可以在不停止冷却水循环或不完全排空系统的情况下完成。

在冷却扇段的进口处，安装了电动调节的蝶阀，循环水通过此碟阀流到冷却扇段的干管中。由这些冷却扇段的配水干管提供给冷却器的水首先进入进水水箱，然后，流过冷却器最里侧的三排水管。当循环水到达了旋转联箱时，循环水流过外侧的三排水管，并由此流到出口处的集水干管中，在此安装了另外一台电动蝶阀。冷却三角的排气通过安装在每个冷却扇段上方的一根立管完成，每个冷却三角都通过

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一根连接管与此立管相连接。 5、冷却塔的结构

钢结构包铝管板塔采用自然通风冷却。

冷却三角围绕着冷却塔基周线的钢筋混凝土基础环布置，并由预制钢支腿进行支撑。 6、充排水系统

空冷系统设充水及排水系统，由贮水箱、输水泵、充水管道和阀门等组成。水箱布置在空冷塔内地面以下，输水泵布置在空冷塔内地下泵房内。

空冷塔内每个冷却段充水和排水，系统自动控制。 排水箱的容积能存储系统内部所有冷却管束、地上管道中的水，并设有通气管、爬梯等。

设两台可远程控制的输水泵，将排水箱的水输送到发电厂的冷凝水存储箱或循环水冷却系统。

贮水箱采用钢质水箱，并进行防腐。 7、排气系统

散热器设排气系统，每个扇段都有其自己的的排气系统，保证排气顺畅、系统压力稳定、每片管束的基管内流态和流速均匀一致、不出现流速低的死区。排气管与管束的连接应为柔性连接，并且可以从管束拆卸下来。

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8、补给水系统

每台机组设置一台300m3的凝结水贮水箱，主要用于喷射式混合凝汽器热井补水，补水管路上设有调节阀，用以调节凝汽器热井的水位。贮水箱水源来自化学处理室的除盐水。此外，两台凝结水贮水箱设置一根联络管，以增加系统运行的灵活性。 9、散热器清洗系统

（1）每台机组的间接空冷散热器有一套高压水清洗系统。 （2）该系统能够在散热器正常运行和停运时对散热器进行清洗。 （3）每台机组设清洗装置的远方控制器，至少包括冲洗水泵的启、停按钮和冲洗泵故障报警。

（4）设计方案同时考虑清洗系统的冬季防冻问题。 十三、 汽轮机旁路系统 （一）、装置构成及技术参数

本工程汽机采用高压旁路和低压旁路二级串联旁路系统装置，高压旁路系统装置由高压旁路阀（高旁阀）、喷水调节阀、喷水隔离阀等组成，低压旁路系统装置由低压旁路阀（低旁阀）、喷水调节阀等组成。每台机组配1套高压旁路装置，2套低压旁路装置。容量高旁30%BMCR，低旁30%BMCR+高旁喷水量。

高压旁路高、低压旁路系统装置的构成和技术参数。

阀门 介质参数名称 单位 冷态启动 温态启动 热态启动 极热态启动 强度设计参数

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入口蒸 MPa.a 汽压力 入口蒸 ℃ 汽温度 高压旁路阀 入口蒸 t/h 汽流量Q1 出口蒸 MPa.a 汽压力 出口蒸 ℃ 汽温度 入口减温 MPa.g 水压力 高压喷水减温阀 入口减温 ℃ 水温度 计算流 t/h 量Q2 入口蒸汽 低压旁路压力 MPa.a 0.828 0.828 0.828 ~136 ～136 ～136 ～20 ～20 ～20 265 340 360 0.98 0.98 0.98 ~210 ~210 ~210 375 440 475 ~8.25 ~8.25 ~8.25 ~8.25 25.4 暂按汽机厂 525 571 ~210 0.98 5.42 440 355 ～20 35 ～136 185 0.828 5.42

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阀 入口蒸汽 ℃ 温度 330 430 暂按汽机厂 入口蒸汽 t/h 流量Q3 出口蒸汽 MPa.a 压力 出口蒸汽 ℃ 温度 出口流量Q4 入口减温 MPa.g 水压力 3.5 3.5 3.5 3.5 6.3 t/h 171 171 171 171 0.6 0.6 0.6 0.6 425 500 569 低压喷水入口减温 减温阀 水温度 计算流量Q5 t/h ℃ 20 20 20 20 注：表中的低压旁路阀、低压喷水调节阀的容量均为低压旁路的总容量。

（二）设计条件 1 锅炉技术参数

本工程锅炉采用上海锅炉厂有限公司制造的超临界锅炉，具体参数如下：

名 称

单位 78

BMCR 100%THA 名 称 过热蒸汽流量 过热器出口蒸汽压力 过热器出口蒸汽温度 再热蒸汽流量 再热器进口蒸汽压力 再热器出口蒸汽压力 再热器进口蒸汽温度 再热器出口蒸汽温度 省煤器进口给水温度 最低直流负荷 单位 t/h MPa(g) ℃ t/h MPa(g) MPa(g) ℃ ℃ ℃ % BMCR 2066 25.4 571 1724 4.62 4.42 321 569 282 30 B-MCR 100%THA 1968 25.29 571 1637 4.37 4.18 315 569 278 2 汽轮机技术参数

本工程汽轮机采用上海上海汽轮机有限公司生产的汽轮机。

额定 项 目 单位 工况 机组出力 汽轮发电机组热耗值 主蒸汽压力 再热蒸汽压力 高压缸排汽压力 主蒸汽温度 再热蒸汽温度 高压缸排汽温度 主蒸汽流量 再热蒸汽流量 背压

VWO 工况 687617 79 24.2 4.327 4.807 566 566 321.5 2066206 1724327 11 夏季 工况 620188 8395 24.2 4.102 4.558 566 566 316 1967816 1637391 27 阻塞 背压工况 665068 7911 24.2 4.138 4.598 566 566 317 1967816 17193 7.5 kW kJ/kWh MPa(a) MPa(a) MPa(a) ℃ ℃ ℃ kg/h kg/h KPa 660268 7968 24.2 4.136 4.596 566 566 317 1967816 16985 11 79

3 机组启动方式和次数：

寿命消耗分配启动方式 启动方式定义 启动次数 数 %/次 停机72h以上（金属温度降至该测点满负荷温度的冷态启动 40%以下） 停机10～72h（金属温度降至该测点满负荷温度的温态启动 40%至80%之间） 停机10h以内（金属温度降至该测点满负荷温度的热态启动 80%以上） 极热态启动 停机1h以内（金属温度接近该测点满负荷温度） 负荷阶跃 ≥10%额定负荷 150次 12,000次 ＜0.001 ＜0.0025 3000次 0.002 700次 0.008 100次 0.015 （三）旁路喷水减温水源 高压旁路：取自高压给水，

水压：设计～37.7MPa, 正常～31.8MPa，水温: ～182℃ 低压旁路：取自凝结水；

水压：设计6.3MPa，工作3.5 MPa,水温：67℃ （四）旁路系统设计原则

1、 本工程机组在电网中带基本负荷并满足调峰要求。

2、 机组设计年利用小时为5500小时，昼夜负荷变化范围 ～60％。 3、 机组滑压运行范围40～90% 额定负荷；定压运行范围：＜40% 额定负荷或 >90%额定负荷。

4、 机组旁路系统型式选择：汽机高低压串联旁路（两级）

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5、 机组启动方式：高中压缸联合启动。 （五）旁路系统设备运行环境

1、 高压旁路装置布置在汽机房6.90m层上。阀门形式为角式：水平进下出，执行机构水平布置或垂直布置。

2、 低压旁路装置布置在汽机房13.70m层上。阀门形式为角式：水平进下出，执行机构垂直布置。 （六）旁路系统装置的功能 1、 改善机组的启动性能。

机组在各种工况下（极冷态、冷态、温态、热态和极热态）用高中压缸启动时投入旁路系统控制锅炉蒸汽温度使之与汽机汽缸金属温度较快地相匹配，从而缩短机组启动时间和减少蒸汽向空排放，减少汽机循环寿命损耗，实现机组的最佳启动。

2、有利减少和防止汽机颗粒侵蚀。回收工质，减少噪音。 3、 防止冬季空冷凝汽器冻坏。 （七）驱动装置（待定）

本工程的旁路装置各阀门的驱动执行器选用气动或电动执行器，由投标方设计和配套供应。 （八）旁路系统设备性能

1、 旁路系统设备性能应满足机组在各种启动工况下能自动或手动（遥控操作）进行启动。

2、旁路阀如采用电动控制，对高旁调节控制全开全关时间小于30秒，对低旁调节控制全开全关时间小于30秒。如采用气动和液动，

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厂家根据经验明确阀门全开全关所能达到的最小时间。 3、 低压旁路的安全保护功能

当机组在启动或运行中有下列情况之一发生时，低旁应能自动快速关闭。同时应说明具体关闭时间。 ——凝汽器真空下降到设定值； ——排汽装置温度高于设定值； ——凝汽器热井水位高于设定值； ——低旁出口压力或温度高于设定值； ——低旁减温水的压力低于设定值。 4、 旁路阀门动作应符合下列要求 （1）高压旁路阀的开度在95％以下时： 主蒸汽压力上升，阀门则应随之逐渐开启。 主蒸汽压力下降，阀门则应随之逐渐关闭。 （2）高压旁路阀的开度在95％以上时： 主蒸汽压力上升，阀门则应几乎不动；

主蒸汽压力下降，阀门则随之向关闭方向动作，直至压力达到设定值为止。

（3）主蒸汽流量在旁路装置设计容量以下时，新蒸汽压力下降，

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旁路阀则应几乎不动。

（4）新蒸汽流量在旁路装置设计容量以上时，新蒸汽压力下降，旁路阀则应随之向关闭方向动作。

（5）当新蒸汽压力达到一定负荷要求时(需由锅炉厂、汽机厂和旁路制造厂共同确定)，阀门将向关闭方向动作，直到关完为止。 5、 旁路系统应具有下列联动保护功能

（1）旁路喷水调节阀打不开，则旁路阀应关闭。

（2）高压旁路喷水阀不能超前旁路阀开启，而应稍滞后开启。 （3）当高压旁路阀快速关闭时，其喷水调节阀则应同时或超前关

闭，并应自动闭锁温度自控系统。 （4）低压旁路阀快速打开时，其喷水阀应同时开启。

（5）当低压旁路阀快速关闭时，高旁则不需随动，但可手动（遥控）快速关闭。

6、 对于旁路阀系统，当正在动作中的控制电源突然失电时，此时各阀应能停留在断电前的位置。

7、 旁路阀支承装置的设置：高压旁路阀阀门型式角式（水平进下出），执行机构可水平或垂直布置。低压旁路阀阀门型式角式（水平进下出），执行机构垂直布置。减温水管道上的调节阀、阀门采用直通式。

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8、 旁路装置在设计参数下动作时，其噪声不得超过85dB（A）（距装置1米处的空间范围）。

9、 高、低压旁路阀应采用阀内减温结构，使其之间的距离压缩至最短距离。

10、 本工程为海勒式间接空冷机组。低压旁路阀出口的三级减温器安装在混合式凝汽器本体上。 十四、 除氧器 （一）设计条件

1、除氧器能适应定压和滑压运行; 滑压范围 0.147～1.269 MPa(a) 2、除氧器出水中的溶解氧不应超过 5μg/L 3、 除氧器运行参数：

阻塞背压 项 目 单位 额定工况 夏季工况 VWO工况 工 况 机组出力 主蒸汽压力 再热蒸汽压力 高压缸排汽压力 主蒸汽温度 再热蒸汽温度 主蒸汽流量 再热蒸汽流量 背压 补给水率 MW MPa(a) MPa(a) MPa(a) ℃ ℃ t/h t/h kPa(a) % 660 24.2 4.211 4.678 566 566 1946.016 1653.192 11 0 609.886 24.19 4.17 4.635 566 566 1946.016 12.968 27 3 685.012 24.2 4.419 4.908 566 566 2051 1736.784 11 0 668.651 24.2 4.216 4.682 566 566 1946.016 1653.588 5.8 0 况 2.0 9.759 1.743 1.932 566 566 748.944 670.6 11 0 40%额定工

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阻塞背压 项 目 单位 额定工况 夏季工况 VWO工况 工 况 最终给水温度 凝结水量 进入除氧器凝结水温℃ 度 进入除氧器凝结水焓kJ/kg 值 4段抽汽参数 4段抽汽流量 除氧器进口4段抽汽焓kJ/kg 值 高加正常疏水流量 高加正常疏水焓值 除氧器出水参数 除氧器出水流量 除氧器出水焓值 t/h kJ/kg 359.496 851.9 375.48 841.4 1.157/186.3 2004.408 791.2 385.884 861.2 1.269/190.5 2051 803.6 358.092 854.4 1.231/1.1 1904.016 803.7 3237 3229.7 3235 3239.2 MPa.a/℃ 1.279/391 t/h 116.136 1.221/386.9 116.338 1.335/390.2 123.048 1.293/392.2 117.144 598.6 593.7 605.5 599.4 141.9 140.7 143.5 142.1 ℃ t/h 285.9 1470.636 285.4 1513.188 2.5 1542.348 285.9 1471.068 40%额定工况 232.6 611.388 115 484.2 0.5901/406.3 40.6 3282.8 96.876 695.7 0.574/157.1 748.944 662.9 MPa.a/℃ 1.217/188.6 kg/h kJ/kg 1946.016 801.3 4、 启动工况：（锅炉负荷为 30 % B-MCR）

进除氧器的凝结水流量 ～620 t/h；温度 20℃；焓134.2kJ/kg

加热蒸汽汽源流量 t/h；压力：0.147MPa(a)；温度：350℃，

焓：3174.76 kJ/kg

除氧器运行压力： 0.147MPa(a)

5、 进入除氧器的凝结水水质

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总硬 ～0μmol/l

溶解氧 ≤30μg/l 铁 ≤10μg/l 铜 ≤5μg/l 二氧化硅 ≤15μg/l 油 ～0mg/l PH值 8.0～9.0 电导率25℃ ≤0.2μS 钠 ≤5μg/l 含二氧化硅：保证蒸汽二氧化硅符合标准

6、 机组运行方式：复合运行。

负荷性质：主要承担基本负荷，并具有调峰能力。 （二）设备规范

除氧器型式：内置式卧式，三支墩 除氧器型号： 除氧器有效容积： 235 m3 除氧器最大出力： 2170t/h

除氧器设计压力：≧1.65MPa（g）；最高工作压力 MPa(a)；全真空。

由于加热蒸汽完全由水箱内最低水位控制线以下进入除氧器，实

86

际运行时除氧器内温度一般在饱和水的温度，除氧器壁厚按照 300℃计算 ；

除氧器四段抽汽的最高工作温度：396℃ 除氧器运行方式：定压-滑压-定压。 （三）除氧器的功能

除氧器用于从给水中除去溶解氧和其它不凝结的气体，其方法是用蒸汽直接与给水混和，从而加热给水至除氧器运行压力所对应的饱和温度。

1、 在除氧器入口对含氧无及除氧器在正常运行情况下（定压-滑压-定压），出力为10%-110%除氧器最大出力范围之间时，除氧器出口含氧量≤5μg/l。

2、 当锅炉冷态启动且使用其它汽源的蒸汽时，除氧器应能在指定的压力、流量压力下运行，且给水水温应能满足锅炉启动的要求。 3、 当除氧器下游的低压加热器停用或不能正常运行而除氧器的抽汽量增加以维持水温时，除氧器应能适应此时的给水温度和流量要求。 4、 除氧器水箱的有效容积是指除氧器水箱正常水位至出水管顶部水位之间的贮水量。

5、 除氧器的最大出力不应小于BMCR蒸发量105%时所需给水量。 6、 厂家保证除氧器的性能满足汽轮机组各种运行工况下热平衡图的要求。

87

7、 除氧器应以汽轮机额定工况为基准。在汽轮机阀门全开VWO工况时，除氧器仍能可靠地运行。在负荷突变与汽机跳闸等所有负荷工况中，除氧器都能安全平稳可靠的运行，并无水击、过大的噪音、振动与变形等现象发生．在机组跳闸情况下，应预防蒸汽返流入汽轮机。采取必要的措施来预防给水泵汽蚀的产生。

8、 除氧器的设计压力应保证除氧器运行安全，一般不应小于VWO热平衡工况下回热抽汽压力的1.25倍。

9、除氧器应有三个低压给水管道接口，每个管道接口管径应按能通过50%最大给水流量，管径大小应按汽机满负荷时的给水温度和允许的介质流速进行设计，最高流速＜2m/s，低压给水管道在给水箱上的具体开口位置与设计院协商确定。

10、为把除氧器内的积水排尽，除氧器底部应设有管径适当，数量足够的排水管。

11、 除氧器设计应至少满足如下几点：

（1） 除氧器应设有用于高加疏水的除氧闪蒸区。

（2） 除氧器应设有一个汽水分离装置或区域，以保证稳定运行并达到应有性能。

12、 除氧器应能承受所有运行工况下可能出现的各种荷载的最不利组合。应至少包括：

（1） 除氧器的内部运行中出现的最高压力及其压力波动； （2） 除氧器的外部运行中出现的最高压力及其压力波动；

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（3） 除氧器的壳体重量、附件重量、保温材料重量、检修平台扶梯重量和检修平台上的载荷； （4） 充水重量；

（5） 安全阀开启时的反作用力和力矩； （6） 外部管道系统传给接管座的作用力和力矩； （7） 支座反力； （8） 地震载荷。

13、 设备的接口应能承受从外部管道传来的同时作用的反作用力和力矩,并留有足够的余量。

14、为防止任何汽源引起除氧器超压，应装设安全阀。安全阀宜采用全启式弹簧安全阀。安全阀的数量不应少于二只。阀体材料应选用铸钢。

15、 安全阀由厂家提供，应在出厂之前做试验，整定并加标签。标签内容至少应包括编号、整定压力、排放量等参数。

16、 安全阀应直接安装在内置式除氧器上，安全阀最大排汽量和排汽反力按《电站压力式除氧器安全技术规定》附录C的方法计算。安全阀的最大释放量不应小于除氧器的最大进汽量。除氧器的壳体（包括接口加强板）、接口短管、短管上的法兰均需作强度验算，并要求能承受地震荷载、内压、安全阀动作的反力和力矩、热胀推力和安全阀及排汽管的重量等荷载的最不利组合的影响。

17、 除氧器应具有高的效率，其设计应能将排汽损失降至最低值，

并适合作全真空运行。 （四）设备制造特点

1 除氧器包括下列部件：（1） 除氧器（2） 除氧器支座（3） 恒速喷嘴（进口）

（4） 检修用的人孔（5） 固定保温层的钩钉（6） 安全阀（7） 仪表配件（就地水位计、压力表、温度计、水位平衡容器、节流孔板）（8）平台和扶梯（为了方便维修，配套的走道和平台要能到达人孔、喷嘴和安全阀等处）。

2 为了防止分层现象，如需要可在除氧器内装设水分布盘。除氧器的出水管内应采取必要的措施，防止杂物进入给水出口接管内。 3 所有可能发生冲刷的管嘴入口均应有设有防冲刷的措施。除氧器内部构件采用螺栓连接时，应有防止螺栓松动、脱落的措施。 4 喷嘴采用不锈钢制成，并布置在能方便地从壳体内拿出的地方。除氧器内所有会受到浓缩气体腐蚀的零部件，均应由不锈钢做成。 5 除氧器的壳体与封头，其壁厚腐蚀裕量的最小值为1.6mm。除氧器应整体供货。

6 在启动与连续运行期间，为了把蒸汽死区的不冷凝气体排走，应装有足够的排放口和内部折流板。厂家应提供排放口出口后的排气阀及孔板。

7 设备设有排水接管和为了进入设备的人孔门。人孔门应根据检修时拆卸运出壳体外的零件尺寸决定，但不应小于DN500mm。 8 在内置式除氧器的水箱内装有预暖管，以便缩短预暖时间。该管子

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应采用不锈钢制作，并应有防止水击和振动的措施。 9 内置式除氧器的水箱设置溢流口，以维持水箱中的水位。 10 内置式除氧器的内部布置有足够数量的加强圈，且加强圈的材料必须与筒体的材料相同。

11 所有水位调节、水位指示表、水位报警、压力表和温度计等接口尺寸应按如下规定：

（1） 水位计仪表接口为50mm。 （2） 压力表接口为DN20。 （3） 温度计接口为M33×2。

13 除氧器支座能承受除氧器、除氧器所有附件、检修平台和连接管道的重量和推力，还应承受设备全部充水时的重量。 （五）仪表控制

1 厂家应采用符合最新国家标准的元件和设备组件，热电阻采用Pt100（双只），热电偶采用K分度；模拟量信号为4～20mA DC；开关量为无源干接点，接点形式为DPDT，接点容量为230V AC，5A、220V DC，3A。严禁使用非标准测量元件。所有仪表应采用国家法定计量单位。

除氧器上用于就地仪表的管嘴与接头的位置应保证对流体介质的测量和读数是有代表性的，且便于安装维护的位置。水位测量所用的测孔应是彼此分开设置，并有足够的数量。所有测温元件为非接地型，所有现场就地仪表设备满足IP56防护等级。

厂家应向买方提供满足本工程全厂实时信息系统的除氧器性能

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测试和故障诊断方法、公式，并提供这些测试所需的一次测量元件。对买方为实现控制功能而在本体上增加的测点，卖方应无条件地为其提供安装接口。

2 应防止在除氧器中流量分层。提供的仪表接口和一次门位置应保证介质的测量值和读数具有代表性。测量值和读数应能真实反应水箱的实际水位，并防止水流、汽流等因素影响而造成虚假水位现象。所有水位（即正常水位、高水位、高—高水位、低水位、低—低水位）应标在除氧器图上。

所有测量接口应配供一次门。用于连续水位测量应配供单室平衡容器及平衡容器变送器前的隔离阀。

就地指示水位表采用进口MAGNETROL耐高温磁翻转式液位计，厂家提供耐高温磁翻转式液位计排污阀。就地温度表应为万向型。

除氧器水箱应预留有远传的温度测点。

3 所供电动阀门（若有）应满足热工控制要求。所有电动门采用智能一体化电动头，开关方向限位开关各带2付DPDT接点（220VAC 3A）供买方使用。

4 厂家应提供3只单室平衡容器。 （六）设计与结构特点 1 除氧器本体

项目 型式 型号 内置式除氧器 内置式卧式 YY2170

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项目 壳体材料 封头材料 设计压力（MPa） 设计温度℃ 直径/长度/厚度mm 安装后总高度（含支座）mm 焊缝系数 腐蚀裕量 cm 重量（净重）kg 满水重 kg 运行重 kg 内置式除氧器 16MnR 16MnR 1.65 300 3800/31044/28 4884 1.0 0.16 131257（含平台、扶梯） 451257（含平台、扶梯） 361257（含平台、扶梯） 2 除氧组件 2.1喷嘴

数量 2 （单台） 材料 不锈钢

单个最大出力为 1320000 kg/h流量下，压降为 0.055 MPa。 2.2 安全阀

项目 安全阀数量 安全阀尺寸mm 安全阀公称压力/整定压力MPa 通流量 kg/h 内置式除氧器 3（单台） DN200 2.5/1.6 71941（单只） 2.3 仪表

项目 数据

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项目 温度指示表型式/型号 温度指示表尺寸/测量范围 压力指示表型式/型号 压力指示表尺寸/测量范围 磁翻转水位计数量 磁翻转水位计尺寸 磁翻转水位计设计压力 数据 万向型/WSS φ150/0-400℃ 不锈钢/Y-150 φ150/0-2.5MPa 2（单台） L=3000mm 2.5 MPa 2.4 除氧器性能表

项目 排汽量 出口含氧量 出力 滑压范围 单位 Kg/h mg/l t/h % 数据 140 ≤0.005 ≤2170 10-110 2.5 除氧器支撑描述

采用刚性支座支撑, 3 只支座，其中1只为固定支座，2只为活动支座，支座的距离为 10000 mm 。 十五、 给水泵汽轮机

本工程2×660MW机组，每台机组的给水系统采用 2×50%B-MCR的汽动给水泵和 1×30%B-MCR的调速启动电动给水泵。小汽机排汽去向：向下排汽，直接排至主机海勒式间冷凝汽器。汽动给水泵组布置在汽机房运转层，标高为13.7 m，每台机组的两台汽轮机为头对头镜面对称的布置型式。汽动给水泵组采用弹性基

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础。

(一) 给水泵技术规范

给水泵型号：HPT300-340-6S 前置泵型号：HZB253-0 生产厂上海电力修造总厂有限公司 前置泵驱动方式: 电动机驱动

泵使用工况点 项 目 泵组进水温度 前置泵进水压力 泵组进水密度 泵组进水流量 抽头水流量 抽头水压力 泵组出水流量 泵组总扬程 主泵效率 单 位 ℃ MPa(g) kg/m3 t/h t/h MPa(g) t/h MPa(g) % 额定运行工况 （保证效率点） 188.6 1.16 877.96 1061 85 11.5 976 30.9 85 最大运行工况 (VWO工况) 190.5 1.25 875.66 1070 40 ～10 1030 ～29.5 设计工况 (1.05VWO工况) 190.5 1.26 875.66 1165 85 11.4 1080 30.42 84.7 给水泵第一临界转速 r/min 给水泵极限转速 r/min 给水泵第二临界转速 r/min 给水泵最低盘车转速 r/min 给水泵汽蚀余量： .5m（额定工况）/ 72.5（设计工况） 给水泵旋转方向（从机头向泵看）为顺时针方向旋转。 给水泵的润滑油由给水泵汽轮机润滑油系统供给，其要求为润滑油牌号：LSA-T32号汽轮机油

单台给水泵所需油量250L/min，油压0.16~0.25MPa。 (二) 小汽机用的汽源及其参数

主机组工况 名称 单位

主机 额定 工况 主机 VWO 工况 主机 夏季 工况 85 主机额定工况 % 75 60 50 40 95

压力 主蒸汽 MPa* ℃ t/h MPa* ℃ t/h MPa* ℃ t/h MPa* ℃ t/h 24.2 566 5.072 327.6 1.22 ~380 53.84 0.8~1.3 350 ~7 24.2 566 5.305 335.3 1.27 ~379 57.26 24.19 566 5.028 327 1.17 ~376 .37 20.48 566 4.307 330 1.066 ~384 38.47 18.05 566 3.808 332 0.961 ~387 29.95 14.47 566 3.069 336 0.796 ~391 19.46 12.11 566 2.579 338.6 0.682 ~393 13.84 9.769 566 2.092 341 0.5 ~396 9.25 温度 流量 压力 冷段 温度 流量 压力 低压蒸汽 温度 流量 压力 调试用辅 助蒸 汽 温度 流量 注：1.“*”本技术协议，所有压力单位MPa、kPa如无特别说明均为绝对压力，加（g）为表压，下同。

2.表2.3内所有参数如无特殊说明，均为在小汽机主汽门前的参数。 3.表中高压蒸汽汽源为主汽及冷段，低压蒸汽汽源为主机四段抽汽。

(三) 设备规范

1、小汽机本体技术规范

（1）型号：G16-1

型式：单缸、单流、单轴、冲 动式、纯凝汽、再热冷段蒸汽外切换 运行方式：变参数、变功率、变转速

额定功率：10.529 MW（给水泵效率为 81 %，转速为 5440 r/min）

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内 效 率：82.4 %（额定功率时） 最大连续功率： 19.529 MW

额定进汽压力：1.22 MPa，温度 380 ℃ 额定排汽压力：12.7 kPa，温度 50.6 ℃ 额定汽耗： 5.113 kg/kW.h 额定转速：5440 r/min

调速范围：2840 ～ 6000 r/min 超速保护、动作转速：6380 r/min（电气） 旋转方向： 顺 时针旋转（从机头向泵看） 与给水泵连接方式：鼓型齿挠性联轴器 安装方式：自带底盘快装机组 （2）蒸汽参数

·高压汽（在主机额定工况时，给水泵汽轮机切换阀前） 压力：正常 5.072 最高 5.305 MPa 温度：正常 327.6 最高 335.3 ℃ 流量：正常65 最大 73 t/h

·低压汽（在主机额定工况时，给水泵汽轮机低压主汽门前） 压力： 1.220 MPa 温度： 380 ℃

流量： 53.84 t/h

低、高压汽切换时主机负荷范围 40 %THA（定压运行）

低、高压汽切换时低压蒸汽参数压力为 MPa，温度

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℃

· 调试用汽源 （辅助蒸汽）

压力 0.8～1.3 MPa，温度 350 ℃，流量 ～7 t/h（暂定）。

（3）排汽口

压力（主机额定工况时）12.7 kPa

最高排汽压力 ＜33.6 kPa，最高排汽温度 80 ℃ 距汽机转子中心线尺寸 1410 mm 排汽口数量 1 尺寸 2618×1392 mm

排汽口方向 向下 其接口型式为 焊接

（4）小汽机结构尺寸

长 3966 宽 3810 高 3566 mm（不包括罩壳在内） 汽缸法兰结合面至上缸顶面高度 1239 mm 汽缸法兰结合面至下缸底距离 1409.5 mm 汽机转子中心距运转层之间高度 1416 mm （5）重量 转子重量：3.1 t

上半缸重：8.4 t（包括隔板、汽封 ）

总 重：~45 t

下半缸重：11.7 t（包括隔板、汽封）

运输最重件：~39 t；检查最重件 ～8.4 t 小汽机轴线至吊钩中心最小距离：

有横担时 3260 mm，无横担时 3750 mm

2 技术参数

98

给水泵汽轮机各工况技术参数

主机组工况 名称 单位 低压蒸汽 流量 t/h 53.84 60.12 .37 38.47 29.95 19.46 27.68 18.5 压力 温度 MPa* ℃ 1.22 ~380 主机额定工况 105% VWO工况 1.27 ~379 主机主机额定工况% 夏季工况 1.17 ~376 85 75 60 50(滑压单泵) 0.682 ~393 40（滑单泵) 0.5 ~396 1.066 ~384 0.961 ~387 0.796 ~391 小机背压 转 速 KPa(a) r/min 12.7 5440 82.4 40 10529 5.113 53.508 50.6 12.9 5790 82.7 40 11830 5.082 59.749 50.9 28.7 50 80.9 40 10590 6.078 12.7 5240 80.8 40 7248 5.308 12.7 5040 78.1 40 12.7 4440 73.9 40 12.7 5445 80.8 40 4878.2 5.674 12.7 4040 77.6 40 3023.5 8.119 18.460 80 相对内效率 % 机械损失 输出功率 汽耗 kW kW kg/kW·h 5371.8 3195 5.575 6.091 小机排汽量 t/h 小机排汽温度 小机排汽焓 kJ/kg ℃ 63.988 38.243 29.785 19.376 27.565 68.1 50.6 50.6 71.5 53.4 2506.6 2499.3 2612.2 2542.8 2582.5 25.8 2611.1 2663.4 说明：以上数据为参考数据，待给水泵转速、功率、给水流量确定后，卖方重新核定并提供上述表格内容。

3、其它技术性能

（1）小汽机转子临界转速

第一临界转速 2312 r/min，第二临界转速 6945 r/min （2）小汽机—给水泵组轴系临界转速。

第一临界转速 / r/min，第二临界转速 / r/min

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说明：由于小汽机与给水泵之间采用齿式联轴器相连，只传递扭矩，不传递弯矩，因此不构成轴系。

（3）小汽机—给水泵组在甩全负荷时转速飞升率 ≤5％ （4）小汽机—给水泵组超速保护装置动作时的转速 6380

r/min

（5）轴振动值（双向峰值）

汽轮机前轴承 项目 单位 正常值 报警值 跳闸值 μm μm μm ≤30 75 125 ≤30 75 125 汽轮机后轴承 轴承名称

(四) 附属设备

1 阀门 小汽机主要阀门及附件性能表（单台小机）

项目 单位 名称 型式（号） 通 径 mm 角阀 进汽200 出汽300 驱动方式 数 量 设计压力 个 MPa 液压 1 6.4 液压 1 2.5 液压 5 2.5 关断 阀 直通式 Φ356 调节 阀 提板式 Φ160 管逆止阀 止回阀 DN300 （暂定） 气动 1 2.5 切换阀 低压进汽 低压进汽 低压蒸汽

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设计温度 重 量 壳体水压试验压力 阀体材料 阀座材料 阀瓣材料 阀杆材料 阀杆衬套材料 与管子连接方式 泄漏等级 材料 蒸汽开孔尺寸 滤网 总开孔面积 ℃ kg MPa mm m2 420 1100 9.6 ZG20CrMo 20Cr1Mo1V 1Cr11MoV 1Cr11MoV 25Cr2MoVA 法兰 Ⅴ 420 1440 3.75 ZG230-450 20Cr1Mo1V ZG20CrMo 25Cr2MoVA 25Cr2MoVA 焊接 MSS SP61 1Cr13 Φ3.2 0.1 420 2800 3.75 ZG230-450 20Cr1Mo1V 20Cr12NiMo1W1V 20Cr12NiMo1W1V 20Cr12NiMo1W1V / Ⅴ 420 / / 碳钢 碳钢 碳钢 碳钢 碳钢 焊接 Ⅴ [注]：“台机”是指每台给水泵小汽机，下同。

2 盘车装置

驱动给水泵随小汽机一起盘车

盘车装置型号： 减速器＋超越离合器

盘车转速：120 r/min 离合方式 自动同步离合器 电动机型号： 功 率： 11 kW 电压 380 V 电源种类：交

流 3 附属系统 3.1 润滑油系统

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每台小汽机自身配置电动油泵供油系统，供小机本体轴承和被驱动的给水泵轴承润滑用油及小汽机保安用油。油系统预留油净化接口。

油质牌号：ISOVG32汽轮机油 供油量： 500 l/min 油 压：0.12～0.14 MPa(g)

供给水泵、直径φ45 ×2.5 mm 或内径40×壁厚 2.5 mm 给水泵、回直径φ108 ×4.5 mm 或内径 99×壁厚4.5 mm 给水泵供/回、设计供货分界位置：联轴器处 油系统设备的安装设计为 集装式油站 道设计为 部分集装型结构供货

系统设备

（1）油泵

每台小机的油系统配置油泵台数及规格见下表，主油泵、直流事

故油泵 兼作油系统启动充油（排空气）用。

项目 每机 名称 台数 主油泵 备用泵 事故备用泵 顶轴油泵 盘车油泵 1 1 1 无 无 离心式 离心式 离心式 20 20 21 0.8 0.8 0.56 2900 2900 2900 型号与型式 油量 m3/h 油压 MPa 转速 r/min 型号 防爆电动机 防爆电动机 防爆电动机 电 动 机 功率kW 30 30 13 电压V 380 380 220VDC

（2）油箱

油箱数量： 1 个/台小汽机

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油箱总容量：6.12 m3 有效容积 3.8 m3 外形尺寸：长 3.204 宽 1.824 高 1.360 m

油箱布置要求：0米层 回油畅通，连接管路尽可能短 油箱排烟风机（立式）：

风机型号带三级分离式(立式) ，台数 1 台/台油箱 风 量 136 m3/h，风压 76.2 kPa 电机型号 防爆电机 ，功率 0.76 kW 电 压 380 V， 转速 3000 r/min 制 造 厂 （3）冷油器（板式）

型号 板式换热器 容量100 %（每台） 台数 2 台/台小汽机（其中 1 台备用）， 冷却面积 25.96 m2

进/出口油温 65/45 ℃

油温调节器：电加热器 ， 制造厂：重庆金鸣电加热器厂 设计压力 0.8 （水侧） 0.8 （油侧）MPa 板 材 不锈钢 板 数 设计配合时提供

冷却水进口水温最高36℃，进口水压 0.4～0.6 MPa(按1.0 MPa

设计)

冷却水量 50.472 t/h，

水质要求 开式冷却水

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水侧阻力 50 kPa， 油侧阻力 50 kPa （满载） 456 kg 起吊高度 270 mm

重量（空载）377 kg， 起吊重量 377 kg，

外形尺寸 3304×460×1675(双联尺寸) mm (4) 滤油器

型 式：双联立式（可切换） 滤油精度：50 μm 台 数：1台/每台小机 正常油压差：≤0.03 MPa 更换前最大油压差：0.05 MPa 外形尺寸： 800×350×567mm

3.2 轴封与漏汽

（1）轴封蒸汽参数：温度 150 ℃ ，压力 0.118 MPa* 流量 148 kg/h

轴封蒸汽供应方式： 主汽轮机低压轴封蒸汽 减温减压装置进/出口参数：

压力（MPa）：进口 ，出口 0.118 MPa 温度（℃）： 进口 ，出口 150 ℃ 以上数据与主机厂配合后提供。

（2）漏汽蒸汽参数：温度 299.1 ℃ 压力0.095 MPa

流量 54 kg/h 3.3 疏放水系统

小汽机疏放水去向 小机排气管道 本体疏水阀由小汽机制造厂 配供（进口）

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型式（号）气动疏水阀 数量 1个 /每台小机

泄漏等级 ANSI-Ⅴ 级 防止大气漏入措施 设置阀门

(五) 技术条件 (六) 十六、

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