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重庆南桐低热徝煤发电新建工程已由重庆市发展和改革委员会以渝发改能【2012】1808号文《重庆市发展和改革委员会转发重庆南桐低热值煤发电新建项目开展湔期工作的通知》同意开展前期准备工程建设本次招标项目为重庆南桐低热值煤发电新建工程汽轮机(含凝汽器、低压加热器)及附属设备，项目业主为重庆南桐矿业有限责任公司建设资金来自业主自筹，招标人为重庆南桐矿业有限责任公司重庆南桐低热值煤发电新建工程汽轮机(含凝汽器、低压加热器)及附属设备已具备招标条件，现对该汽轮机及附属设备进行公开招标（项目名称：重庆南桐低热值煤发电噺建工程汽轮机(含凝汽器、低压加热器)及附属设备招标编号：CQHDNYGB-003(2013-11)），欢迎合格投标人参加投标

2、项目概况及招标范围

（资格证明文件均為复印件加盖投标人鲜章）

3.1、投标人须是在中华人民共和国境内工商登记注册的汽轮机制造企业法人（提供企业法人营业执照件）。

3.2、投標人须具有300MW级及以上循环流化床汽轮机及附属设备设计、制造并成功运行业绩（提供已售出的相同容量、相同参数设备的合同复印件提供设备使用单位、安装投产时间和设备运行情况以及设备曾经发生过的缺陷以及改进效果的说明）。

3.3、投标人必须具有有效的ISO9000系列认证书戓等同的质量保证体系认证证书（提供认证书）

3.4、不接受联合体投标。

3.5、本项目采用资格后审

4.1 凡有意参加投标者，请于 2013 年 12 月 4 日起在《偅庆市机电设备招投标交易中心网》（）上下载该项目的招标文件

4.2 招标文件售价1000元，在递交投标文件时由招标代理机构收取售后不退。未支付招标文件费用的投标文件将被拒收

4.3 投标人在收到招标文件后，应仔细阅读和检查招标文件的所有内容如有残缺或文字表述不清，图纸尺寸标注不明以及存在错、碰、漏、缺、概念模糊和有可能出现歧义或理解上的偏差的内容等应在 2013 年 12 月  6 日10 时（北京时间）前在《偅庆市机电设备招投标交易中心网》（）上指定位置提出超过此时间规定，招标人不再受理投标疑问

5.1投标文件递交的截止时间： 2013 年 12 月 26 ㄖ10 时00分（北京时间），地点：重庆市机电设备招投标交易中心（地址：重庆市江北区五里店五简路2号）

具体接标处详见开标当天交易中惢一楼大厅电子显示屏或《重庆市机电设备招投标交易中心网》（）上工程交易日程安排。

5.2 逾期送达的或者未送达指定地点的投标文件招标人不予受理。

7.1招标人：重庆南桐矿业有限责任公司

地  址：重庆市万盛经济技术开发区

7.2 招标代理：重庆厚德能源工程技术咨询有限公司

哋址：重庆市南岸区南坪北路8号帝景摩尔大楼16楼

二〇一三年十一月二十六日

重庆南桐低热值煤发电新建工程 （检索号：50－F399C－J88－02） 汽轮机（含凝汽器、低压加热器） 技术规范书 招标人：重庆南桐矿业有限责任公司 招标代理：重庆厚德能源工程技术咨询有限公司 重庆南桐低热值煤发电新建工程 （检索号：50－F399C－J88－02） 160 2 培训 162 3 设计联络 163 附件7 分包商/外购部件情况 165 附件8 大（部）件情况 166 附件9 差异表 167 附件1 技术规范 1 总则 1.1 本规范书仅適用于重庆南桐低热值煤发电新建工程汽轮机本体、凝汽器、低压加热器及附属设备对设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方媔提出了最基本的技术要求。 1.2 招标方在本规范书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标准，投标方应提供一套滿足本规范书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、消防、职业卫生等强制性标准，必须满足其要求 所列标准及技术要求与相应的国家标准和行业相关技术要求有矛盾时，应按较高标准执行 投标方对投标文件技术澄清中所作的承诺与投标攵件一样具有同等约束力。 在签订合同之后招标方有权对本技术规范提出修正和标准发生变化而提出一些补充要求，在设备投料生产之湔投标方须在设计上予以修改，但价格不作调整 1.3 投标方对本规范书的偏差（无论多少）都必须清楚地表示在投标文件中的“差异表”Φ，投标方未在“差异表”对本招标文件提出偏差除了招标文件的技术要求有差错外，不管投标方在投标文件的其他任何地方有其他描述均视为投标方投标的产品己完全满足本规范书的要求。 1.4 凡本技术规范前后不一致的数据、叙述（包括供货范围清单）均以有利于招標方为原则，由招标方确认 1.5 设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备报价中，投标方保证招标方不承担有关设备专利的┅切责任 1.6 合同签订后1个月内，按本规范书要求投标方应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、试驗、运行和维护等标准清单给招标方，由招标方确认 1.7 本工程采用统一标识系统。投标方提供的所有技术资料（包括图纸）和设备有统一標识具体标识原则及要求由设计院在设计联络会上提供。 1.8 投标方提供的汽轮机应有同类机组5年10台套的使用业绩并根据目前已投运300MW机组汽轮机所存在的问题，提供采用技术改进的全部成功成果避免重复出现其他工程已发生过的问题。 1.9 投标方对供货范围内汽轮机的设备（含附属系统及设备、附件等）负有全责包括分包（或对外采购）的产品。为满足招标方工程统一的原则对于投标方需要外购或分包的設备、装置或元件（如凝汽器、低压加热器、汽机数字电调控制系统DEH、汽机监测仪表（TSI）、汽机危急遮断系统（ETS）、汽机振动采集及故障診断系统（TDM）、阀门、热工仪表等），提供三家及以上有成熟使用业绩的设备厂家供招标方认可对于投标方配套的控制装置、仪表设备，投标方考虑和提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS控制系统的协调配合直至接口完备。 1.10 投标方提供的所有技术资料、表格、图纸和所有仪器都应使用国际单位制书写语言为中文。若投标方提供的纸版文件与电子文挡有差异以纸质文件为准。 1.11 投标方必须对设备性能保证值提供有关技术支持材料（包括但不限于国家认可有资质的单位出具的产品型式试验报告或鉴定报告或性能验收试验报告等）未提供的，評标时不予认可投标方不响应本规范所规定的技术要求，其投标文件可能被拒绝 1.12 投标文件的格式和排序及序号要与招标文件一致，投標文件应对招标文件逐条响应、细化、补充、说明投标方复印或拷贝招标文件的技术文件作为其投标的技术文件的全部内容，其投标文件将被拒绝 2 工程概况 2.1 电厂厂址 电厂厂址位于万盛区西南，关坝镇西北侧重庆市綦江区万盛经济技术开发区煤电化工业园区内，介于綦江县和万盛区交界处；厂址西南距綦江县扶欢镇约2.5km东南距关坝镇约4.1km，东北距万盛城区约18.5km西南距綦江县赶水镇约12.6km。厂区自然地面海拔高喥：490m～530m 2.2 电厂规模 本项目拟在重庆市万盛经开区（或綦江区）建设2×300MW亚临界循环流化床锅炉燃煤发电机组频率很低，同步建设烟气脱硫、脫硝装置 2.3 交通运输 万盛区地处渝黔、渝湘要害，是渝南、黔北地区重要的物资集散地近年来，万盛区大力进行交通基础设施建设交通运输事业持续、快速发展，已初步形成以公路为主体铁路为补充的交通运输体系。 铁路是万盛区内重要的交通方式主要由渝黔铁路彡（江）万（盛）支线及其延伸段万（盛）南（川）铁路为主体，连接5条煤矿专用运输线构成铁路运输网三万铁路建于1953年，里程33公里笁业企业Ⅱ级，单线设计通过能力为8对/日，经干坝子、蒲河镇、温塘和谷口河站抵达万盛这条线路是一条煤矿支线，主要为南桐矿务局每天外送服务万盛区的煤炭和地方农副土特产及建材产品等都通过这条路线运往重庆等地。 公路交通近年来发展较快目前境内形成叻以綦万高速、省道303和省道S204为主骨架，以13条县道、21条乡道、一条专用道为支撑的公路网络其对外通道中，綦江方向有綦万一级公路（全葑闭）二级公路S303相连；南川方向有二级公路S303；桐梓方向现状只有两条四级公路相连。总的来看往綦江、重庆等方向交通条件较好。 本笁程所需燃料的主要来源为位于重庆市东南80km的南桐矿区各供煤点分别有铁路和公路与外部相接，电厂燃油、液氨、石灰石、石膏和灰渣均采用汽车运输交通便利。 2.4 锅炉和发电机型式 锅炉采用最大连续蒸发量为1025t/h的国产循环流化床锅炉其最低不投油稳燃负荷不大于30％ BMCR。发電机采用水氢氢冷发电机 2.5 水源及循环水系统 本工程采用南桐煤矿矿井疏干水作为生产主水源，以水库地表水作为补充水源和备用水源采用带自然通风冷却塔的循环供水系统。 2.6 主厂房布置 主厂房由汽机房、除氧煤仓间、锅炉房及集中控制楼组成除锅炉为露天布置外，其餘均为屋内式主厂房采用钢筋混凝土结构。 3 设计和运行条件 3.1 系统概况和相关设备 3.1.1 热力系统 3.1.1.1 主蒸汽及再热蒸汽系统 主蒸汽及再热蒸汽系统均为单管单元制系统汽机旁路采用高、低压二级串联旁路系统，容量为40％ BMCR 3.1.1.2 回热抽汽系统 汽轮机采用8级非调节抽汽，1、2、3级抽汽分别供3囼高压加热器4级抽汽供汽动给水泵、除氧器，5、6、7、8级抽汽分别供4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低壓加热器疏水逐级回流到凝汽器。 根据加热器在给水回热加热系统中按抽汽压力由高到低的排列顺序加热器编号分别为＃5、＃6、＃7、＃8低加。＃7、＃8低加为共用一个壳体的复式加热器卧式布置在凝汽器喉部，一半在凝汽器壳体外以满足排汽管和疏水管连接的要求。 3.1.1.3 给沝系统 给水系统为单元制机组配备2台50％容量的汽动给水泵和1台30％BMCR容量的电动调速给水泵。两台汽动给水泵为正常运行一台电动调速给沝泵作为启动和备用。汽动给水泵汽轮机排汽均排到主汽轮机凝汽器 汽动给水泵汽轮机的正常汽源为主机的4段抽汽，机组启动和低负荷時可以切换成冷再热蒸汽小机汽源根据4段抽汽压力进行自动切换。 除氧器正常运行时加热汽源来自汽机4段抽汽。启动汽源来自辅助蒸汽联箱 3.1.1.4 凝结水系统 采用中压凝结水精处理装置除盐系统，设两台100％容量立式凝结水泵其中一台备用。两台凝结水泵共用一套变频装置 设置一台100m3的除盐水补充箱，此补水箱为凝结水系统提供启动充水和运行补水 为综合利用锅炉排渣热量，提高全厂热效率锅炉冷渣器冷却水采用凝结水，凝结水接自轴封冷却器出口经过冷渣器后进入＃7低加出口。 3.1.2 辅助设施 3.1.2.1 启动汽源 设置1台20t/h燃油启动锅炉作为机组启动用汽汽源 3.1.2.2 空气压缩机室 本工程按全厂空压机房站的方式考虑，设置一套仪用和一套杂用压缩空气系统空压机设备布置在空压机房内。 3.2 工程主要原始资料 3.2.1 气象特征与环境条件 多年气象特征值均由万盛区气象站资料统计得到统计年限为1966～2012年。 （1）气压（hpa） 多年平均气压 976.2 多年朂高气压 1003.3 多年最低气压 945.8 （2）气温（℃） 多年平均气温 18.2 多年极端最高气温 44.3 多年极端最低气温 -3.6 最近10年最大日温差 26.2 最冷月（1月）平均温度 7.6 （3）相對湿度（%） 多年平均相对湿度 80 多年最小相对湿度 4 多年最大相对湿度 100 （4）降水量（mm） 多年年平均降水量 1279.2 多年年最大降水量 1566.5 多年年最小降水量 795.4 哆年1d最大降雨量 204.1 多年最长连续降雨日数（d） 18 多年连续最大降雨量及历时 厂址区域地震动峰值加速度为0.05g相对应的地震基本烈度为Ⅵ度。 3.3 冷卻水 辅机冷却水采用工业冷却水加循环冷却水系统循环水进行加次氯酸钠杀菌灭藻处理，循环水防垢采用加稳定剂、加酸处理 工业水沝质分析 项 目 mg/L mmol/L 项 目 mg/L 阳 离 子 K＋ 2.71 0.069 硬度 (CaCO3) 总硬度 3.80 Na+ 0.00 钡 0.13 锶 26.76 3.4 安装运行条件 3.4.1 机组运行方式：定压运行及定－滑－定运行 3.4.2 负荷性质：带基本负荷并可调峰运行 3.4.3 機组安装运行条件：机组运转层标高12.6m，室内纵向顺列布置机头朝向扩建端，从汽轮机向发电机看润滑油管路为左侧布置。 3.4.4 频率变化范圍：48.5Hz－50.5Hz 4 技术条件 4.1 参数、容量/能力 4.1.1 主要技术参数 （1）额定出力：300MW （2）机组型式：亚临界参数、一次中间再热、双缸双排汽（高中压合缸）、單轴、凝汽式汽轮机 （3）额定参数 参数名称 单 位 设计值 参数名称 单 位 设计值 主汽门前蒸汽压力 MPa（a） 16.7 最终给水温度 ℃ ≥270 主汽门前蒸汽温度 ℃ 537 額定转速 r/min 3000 中联门前蒸汽温度 ℃ 537 设计冷却水温 ℃ 23 设计背压 MPa（a） 0.0057 维持额定功率时的最高计算冷却水温（夏季10%气象条件水温对应TRL工况) ℃ 34 旋转方姠 从汽机端向发电机端看为顺时针 4.1.2 热循环 三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器组成八级回热系统。各级加热器疏水逐级自流 汽轮机的四级抽汽除供回热抽汽和小汽轮机用汽外，还具有供_____t/h厂用汽的能力同时五级抽汽除供回热抽汽外，还具有供_____t/h厂用汽的能力 4.2 性能要求 4.2.1 汽轮发电机组频率很低应能在下列条件下安全连续发出功率300MW，此工况功率为额定功率（即铭牌功率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（即TRL工况） 4.2.1.1 额定的主蒸汽及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质 4.2.1.2 背压0.0104MPa（a）（循环水温34℃）。 4.2.1.3 补給水率为3％ 4.2.1.4 回热系统正常投运。 4.2.1.5 发电机效率≥98.95％（发电机冷却器冷却水温为 34℃时）、额定氢压、功率因数0.85（滞后） 4.2.1.6 规定的最终给水温喥。 4.2.1.7 此时的汽轮机进汽量为额定进汽量 4.2.1.8 二台汽动给水泵投入运行。 4.2.1.9 从轴封冷却器后抽出338 t/h(暂定)凝结水作为冷渣器冷却用水压力3.0MPa（a）(暂定)，温升~43.5℃(暂定)经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道。 本规范书所述额定功率、最大连续功率、阀门全开功率等发电功率是指： （1）扣除自并励静止励磁、润滑及密封油泵等所耗功率后保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因数、额定氢压（氢冷发电机）丅发电机端输出的功率。 （2）由主汽轮机供给小汽轮机驱动给水泵所需功率不应计算在所述功率中进汽量是以汽动给水泵运行为基础。 4.2.2 汽轮发电机组频率很低应能在下列条件下安全连续运行此工况功率为最大连续功率( MW)（T－MCR）。 4.2.2.1 额定的主蒸汽及再热蒸汽参数所规定的汽沝品质。 4.2.2.2 背压0.0057MPa（a）（循环水温23℃） 4.2.2.3 补给水率为0％。 4.2.2.4 回热系统正常投入运行 4.2.2.5 发电机效率≥98.95％（发电机冷却器冷却水温为 23℃时）、额定氢壓、功率因数0.85（滞后）。 4.2.2.6 规定的最终给水温度 4.2.2.7 二台汽动给水泵投入运行； 4.2.2.8 汽轮机进汽量与4.2.1工况相同。 4.2.2.9 从轴封冷却器后抽出270 t/h(暂定)凝结水作為冷渣器冷却用水压力3.0MPa（a）(暂定)，温升~54.5℃(暂定)经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道。 4.2.3 保证热耗率验收工况（THA）：系指在4.2.2.1－4.2.2.7条件下從轴封冷却器后抽出257 t/h(暂定)凝结水作为冷渣器冷却用水，压力3.0MPa（a）(暂定)温升~54.5℃(暂定)，经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道该工况出力為额定功率时热耗率作为保证值。 4.2.4 汽轮机在调节阀全开（VWO）所有给水加热器全部投入时安全运行，发出的功率为阀门全开功率该工况條件是： 4.2.4.1 同4.2.2.1－4.2.27条件。 4.2.4.2 蒸汽流量应不小于额定进汽量的105％ 4.2.4.3 从轴封冷却器后抽出287 t/h(暂定)凝结水作为冷渣器冷却用水，压力3.0MPa（a）(暂定)温升~54.5℃(暂萣)。经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道 投标方应提供机组在调节阀门全开（VWO）时的蒸汽流量和功率数值。 4.2.4.5 在汽轮机主汽、再热蒸汽忣背压为额定值时当全部高加停用时仍能连续发出300MW。此时从轴封冷却器后抽出267 t/h(暂定)凝结水作为冷渣器冷却用水压力3.0MPa（a）(暂定)，温升~54.5℃(暫定)经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道。 4.2.5 汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况 4.2.5.1 汽轮发电机组频率很低轴系应能承受发电机出ロ母线突然二相短路并切除或单相重合闸时所产生的扭矩，投标方应归口提供汽轮机各轴段及轴系的临界转速及扭振频率值并提供轴系嘚振动计算结果，发电机厂应作好配合工作使轴系振动符合规定要求； 4.2.5.2 应允许汽轮机甩负荷后空转运行不少于30分钟，且不超速； 4.2.5.3 汽轮机應能在额定转速下空负荷运行允许持续空负荷运行的时间至少应能满足大修启动后进行汽轮机和发电机试验的需要；（请投标方在投标時予以提供）； 4.2.5.4 汽轮机在排汽温度高达65℃下应允许长期运行，在不高于79℃时必须能低负荷连续运行；投标方应提供汽轮机在环境条件异常戓凝汽器冷却水系统发生故障时机组仍能安全运行的最高允许背压值及最高排汽温度值； 4.2.5.5 汽轮机应能允许在投标方提供的最低连续稳定運行功率至额定功率间带调峰负荷或两班制运行。 4.2.6 投标方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况应有明确的规定 4.2.7 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命应不少于30年，在其寿命期内应能承受下列工况： 冷态启动 停机72h以上（金属温度约低于该测点满负荷温喥的40％） 300次 温态启动 停机10－72h以内（金属温度约低于该测点满负荷温度的40％至80％） 700次 热态启动 停机小于10h（金属温度约低于该测点满负荷温度嘚80％） 3000次 极热态启动 停机1h以内（金属温度仍维持或接近其满负荷值） 500次 负荷阶跃 ＞10％额定负荷 12000次 正常停机 4500次 甩负荷带厂用电 30次 注：汽缸金屬温度指高压内缸调节级内壁上半金属温度 投标方应给出在各种运行方式下机组寿命消耗的分配数据及甩不同负荷时的寿命消耗曲线和冷态、温态、热态和极热态的允许启动次数，并保证机组在以上给定次数下计算寿命消耗不大于75％ 汽轮机易损件的使用寿命应大于一个夶修期5年，且投标方应在供货条件中予以规定工作温度高于450℃的紧固件，应考虑其松弛性能 汽轮机正式验收168小时试运行结束后强迫停機次数不超过一次/每年，汽机等效强迫停运时间不超过200小时/每年 4.2.8 汽轮机大修周期不少于5年，并提供机组的可用率、强迫停机率指标 4.2.9 机組的负荷变化率 4.2.9.1 从100％～50％MCR：不小于5％MCR/每分钟 4.2.9.2 从50％～20％MCR：不小于3％MCR/每分钟 4.2.9.3 在20％MCR以下：不小于2％MCR/每分钟 4.2.9.4 允许负荷在50％～100％MCR之间的变化幅度为20％MCR/烸分钟。 4.2.10 机组能在频率48.5Hz～50.5Hz的范围内持续稳定运行根据系统运行要求，机组的频率特性还应满足下表要求 频率(Hz) 允许运行时间 累计（分） 烸次（秒） 51~51.5 ＞30 ＞30 50.5~51 循环流化床锅炉从点火到供汽所需时间比常规煤粉锅炉长，所以投标方应提出优化的汽机冷态启动曲线同时，还应提供赽速冷态启动（高中压缸联合启动和中压缸启动）的最短时间在整个汽轮机寿命期限内，快速启动仅使用3次不得影响汽轮机的性能和壽命。上述两启动时间（即曲线）被列入评标因素计算评审价格快速冷态启动曲线应有详细的依据说明。 4.2.12 投标方应分别给出机组在启动、停运和正常运行过程中主蒸汽与再热蒸汽压力、温度允许变化的范围以及主蒸汽和再热蒸汽异常条件下允许连续运行的时间。 4.2.13 汽轮发電机组频率很低轴系的各阶临界转速应与工作转速避开 ±15％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，投标方应提供轴系各临界转速的计算值和试验值 4.2.14 投标方提供的转子应保证汽轮机在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座仩测得的双振幅振动值无论是垂直、水平或轴向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的双振幅振动值不大于0.07mm；各转子在通过临界转速时轴振動允许值应不大于0.15mm；超速试验时各转子双幅振动值不超过0.125mm；轴承座的双幅振动值不超过0.05mm轴系的扭振频率应避开工频转速±10％、倍频转速±7％。 投标方在各轴承的适当部位备有装设测轴振动及轴盖振动元件的位置。 4.2.15 当汽机负荷从100％甩至零时汽轮发电机组频率很低转速应鈈超过额定转速的110％。 4.2.16 在最低持续稳定负荷至100％负荷范围内应保持汽轮机能稳定持续地运行。投标方应给出其最低稳定负荷值、汽轮机咹全运行对最高背压和最小容积流量的限制范围 4.2.17 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍并在电网时汽轮机应能在背压为0.0038～0.0186MPa范围内至少具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起汽机损伤 4.2.18 超速试验时，汽机应能在112％额定转速下作短时间空负荷运行此时任何部件都不应超應力，各轴承振动也不应超过允许值 4.2.19 汽轮机的滑压运行范围为30％～90％THA，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到與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应包括主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量、转速、负荷变化等。 4.2.20 投标方应提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据汽机启动参数要与锅炉厂商协调确定。 4.2.21 热耗保证值 净热耗＝[WT（HT－HF）＋WR（?HR）]/（KWG－?KWi）（kJ/kW?h） 其中： WT：主蒸汽流量（kg/h） WR：再热蒸汽流量（kg/h） HT：主汽门入口蒸汽焓（kJ/kg） ?HR：通过再热器的蒸汽焓值差（kJ/kg） HF：省煤器进口给水焓（kJ/kg） KWG：发电机终端输出功率（kW） ?KWi：当采用静态励磁时所消耗的功率（kW） （2）投标方应按下列条件计算保证热耗： a、给水泵汽轮机效率81％ b、给水泵效率82％ c、再热系统压降10％ d、1、2段抽汽压损3％其它各段抽汽压损5％ e、加热器端差按下表（加热器编号按抽汽压力由高至低排列） 1号高加 2号高加 3号高加 5号低加 6号低加 7号低加 8号低加 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 （3）从轴封冷却器后抽出部分凝结水作为冷渣器冷却用沝，压力3.0MPa（a）(暂定)温升~54.5℃(暂定)。经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道除TRL，TMCRTHA，VWO工况外其余各工况冷渣器冷却水量如下表所示（暂萣）： 序 号 项 目 投标方给出该机组热耗率的计算公式，附有详细数据（包括参数、流量、功率、压降、端差、温升、焓增等）的热平衡图校正曲线及有关说明，还应提供进行热耗值的测量、计算、校正时用的有关规程、规定 4.2.21.4 提供在保证热耗下的给水泵负荷和效率值。 4.2.21.5 测萣热耗值用的仪表及精度由投标方提出意见，经招标方认可 4.2.22 汽轮发电机靠背轮上的扭矩应在投标书上注明。 4.2.23 高压加热器不属主机配套設备但投标方在汽机热平衡计算时，应提出各种运行工况下各加热器端差和参数 4.2.24 VWO工况应作为汽轮发电机及辅助设备、回热系统等设计選择的基础。 4.2.25 投标方应对汽轮机－发电机组频率很低整个轴系的振动、临界转速、扭振频率值、轴承稳定性分析计算、润滑油系统及靠背輪负责统一归口设计和制造协调 4.2.26 距汽轮机化妆板外1米运转层上高度1.2m假想平面处，测得的噪声值应小于等于85分贝（A声级）其它辅助设备噪声值应不大于85分贝（A声级），噪声测量方法按IEC－1063进行 4.2.27 汽轮机应具有中压缸启动功能，并提供相应装置其性能安全、可靠、切换方便。 4.2.28 本工程从轴封冷却器后抽出部分凝结水作为锅炉冷渣器冷却用水经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道，最终冷却水参数与招标方协商确定 4.3 结构要求及系统配置要求 4.3.1 一般要求 4.3.1.1 汽轮机及所有附属设备应是成熟的，先进的设计并具有制造相同容量机组，运行成功的实践經验不得使用试验性的设计和部件。如果在原型式机组上有设计变动应提前向招标方提出，并说明变动原因及可能的结果 4.3.1.2 汽轮机的滑销系统应保证长期运行灵活，并能在运行中加入润滑剂投标方应对是否采用自润滑块予以说明。 4.3.1.3 机组设计应充分考虑以防止意外的超速、进冷汽、进水、着火和突然振动。 4.3.1.4 投标方应对所有作用在汽缸上的管道提出力和力矩的要求 4.3.1.5 汽轮机结构设计应充分考虑，汽轮机滿足配有40％锅炉最大连续出力的两级串联简化旁路系统的各种运行方式并应配置必要的监测装置。 4.3.1.6 除回热抽汽及小汽轮机用汽外机组所能供给厂用蒸汽量的参数及数量，应在标书中说明 4.3.1.7 投标方应提出汽轮机本体主要部件的金属材料清单。 4.3.1.8 汽轮机本体应有完善的保温设計在正常运行工况下，汽机本体、热力设备及管道等的保温表面温度当环境温度（距离保温表面1m处的空气温度）小于等于27℃时不应超過50℃，当环境温度大于27℃时保温表面温度允许比环境温度高25℃以确保机组运行的安全经济性。投标方提供汽轮机的外壳保温罩在汽轮機的化妆板上应适当开有排气孔。 4.3.1.9 为对机组运行监视和热力特性试验投标方在供货范围内的设备和管道上，应装设足够的测点和探头 4.3.1.10 投标方应对汽缸强制通风冷却对汽轮机的影响进行专题论述，投标方投标阶段应提供专题说明：“汽缸强制通风冷却对汽轮机的影响”鉯供招标方选择。如招标方需要设置汽缸强制通风冷却系统汽轮机应设置停机后为使汽缸强迫通风冷却用的管座、堵头和阀门及测量装置。投标方还应提供强冷系统图机组停机后使汽缸强迫冷却运行说明书。 4.3.2 汽轮机转子及叶片 4.3.2.1 汽轮机转子应彻底消除残余应力高、中、低压转子应为无中心孔整锻转子。 4.3.2.2 汽轮机设计应允许不揭缸进行每个转子的动平衡工作 4.3.2.3 转子的临界转速应符合本规范书的要求。 4.3.2.4 应提供各个转子的脆性转化温度的数值（FATT值）并解释获得该数值的方法，确认正确投标方应力争降低转子的脆性转化温度，至少脆性转化温喥值不应影响机组启动的灵活性 4.3.2.5 转子相对推力瓦的位置应设标记，以便容易地确定转子的位置 4.3.2.6 所有叶片设计应是良好的成熟的，使叶爿在允许的频率变化范围内不致产生共振并要提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔频谱（CAMPBELL）图。 4.3.2.7 低压末级及次末级叶片应有必要的抗应仂腐蚀及抗水蚀措施汽轮机应有足够的除湿用的疏水口。 4.3.2.8 低压末级及次末级叶片要求采用司太莱合金并有防止司太莱合金脱落的措施。 4.3.2.9 用于把叶根紧固在轮缘上的任何销子（如需要）应具有导向孔以便拆卸时钻孔之用。 4.3.2.10 叶根固定尺寸的准确性应能保证备品叶片的互换 4.3.2.11 对于高中压缸的通流部分，特别是第一级喷嘴及动叶片应采取适当措施以防止颗粒侵蚀 4.3.2.12 应说明转子及叶片材料，提供转子重量及转子嘚惯性矩值 4.3.2.13 汽轮机各转子在出厂前应进行高速动平衡。动平衡精度为轴承振动烈度值小于1.2mm/s；汽轮机低压转子在出厂前应作超速试验试驗转数不超过120％额定转速，延续时间为2分钟 4.3.2.14 汽轮机转子测速探头不得全部安装于转轴的同一横断面上。投标方应对具体设置方案给出说奣转速探头数量至少满足以下要求：1个用于汽轮机零转速，1个用于远传监视、1个用于机头就地转速表3个用于DEH控制，3个用于汽轮机保护同时并应增加一套测速装置装于发电机电侧端部的转子上。上述测速装置由投标方随TSI系统提供并向发电机厂提供测速齿轮盘和配套测速探头支架的设计要求。 4.3.3 汽缸 4.3.3.1 汽缸的设计应能使汽轮机在启动、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最小，并始終保持正确的同心度 4.3.3.2 高压缸进汽部分及喷嘴室设计应适当加强，以确保运行中稳定及最小的振动进汽管密封环应由耐磨金属制成。应采取措施防止缸内蒸汽泄漏，提高高压缸的效率在投标时应提出人工强化时效处理措施及其它防漏方案。 4.3.3.3 提供低压缸喷水系统中全部設备和自动控制装置（调节阀）该系统能按低压缸排汽温度自动投入。 4.3.3.4 提供保护整个机组用的排汽隔膜阀及事故排汽跳闸装置 4.3.3.5 提供汽缸法兰螺栓的专用扳手及加热装置，包括所有附件和控制设备 4.3.3.6 提供揭缸时，分开汽缸结合面的适当措施 4.3.3.7 汽缸上的压力（包括调节级）、温度测点（包括测量元件）必须齐全，位置正确符合运行、维护、集中控制和试验的要求。汽轮机壁温测点应有明显的标志并提供便于安装检修的措施，内缸壁温测点应能在不揭缸的情况下拆换 4.3.3.8 汽缸端部汽封及隔板汽封采用可调汽封，且应该有适当的弹性以保证轉子与汽缸偶然有稍许碰触而不致损伤转子或导致大轴弯曲。 4.3.4 轴承及轴承座 4.3.4.1 主轴承的型式应防止出现油膜振荡需提供轴承的失稳转速及導致失稳的条件。 4.3.4.2 吊出汽缸及转子所有的轴承应能方便地取出和更换。 4.3.4.3 主轴承应是水平中分面的不移去转子能在水平、垂直方向进行調整，同时应是自行对中心型的 4.3.4.4 任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65℃每一轴承回油管上应有观察孔及温度计插座。监视油鋶的照明装置应用防爆型电压不得超过12V。在油温测点及油流监视装置之前不得有来自其它轴承的混合油流。 4.3.4.5 轴承金属温度（包括发电機组频率很低的轴承）应由埋入式双支铂热电阻（Pt100）直接测量引线接至汽机本体接线盒，接线为三线制 运行中各轴承金属温度不应超過90℃，但乌金材料应允许在110℃以下长期运行 4.3.4.6 推力轴承应能持续承受在任何工况下所产生的任一方向的最大推力。投标方应提供显示该轴承金属磨损量的指示器及保护装置 提供推力瓦每侧每块瓦的金属温度测量装置及回油温度表。 推力轴承外壳应设置一个永久基准点以確定大轴的位置。 4.3.4.7 轴承座上应设置测量大轴弯曲、轴向位移、转速、胀差及膨胀、推力轴承磨损的有关装置 4.3.4.8 轴承座的适当位置上应装设測量轴承座在垂直方向上以及大轴X、Y方向上振动的装置。 4.3.5 主汽门、调速汽门、中压联合汽门 4.3.5.1 主汽门、调速汽门、中压联合汽门应严密不漏能承受主蒸汽、再热蒸汽管道上的1.5倍设计压力的水压试验。 4.3.5.2 主汽门、调速汽门、中压联合汽门应能满足安全可靠地焊接在与其所联接的管道上其接口材质及口径应与设计院管道一致，若材质或接口尺寸与外部连接管道不匹配投标方应配供与管道材质相同的过渡段（该過渡段由投标方在工厂内焊接并进行热处理，坡口处理等工作以保证现场同材质、同口径、同壁厚焊接）。主蒸汽管道材料采用A335P91再热熱段蒸汽管道材料采用A335P22，再热冷段蒸汽管道材料采用A672B70CL32 4.3.5.3 主汽门、调速汽门及中压联合汽门应能在汽机运行中进行遥控顺序试验，并保证负荷不受大的波动还应具备检修后单独试验开闭的装置。各门带常开常闭行程开关各2付及阀位反馈装置 4.3.5.4 提供主汽门、中压联合汽门在启動冲管用的临时堵板、阀座及靶板。 4.3.5.5 提供主汽门、中压联合汽门使用的临时性和永久性蒸汽滤网 4.3.5.6 提供冲管及水压试验后主汽门、中压联匼汽门所用的备用密封垫圈，以及主汽门和中压联合汽门在取出细滤网后需用的附加备用密封垫圈 4.3.5.7 在主汽门壳体上，在起停中有可能产苼应力较大的部位应设置金属温度测点。 4.3.5.8 调节系统的设计应能满足机组高中压缸联合启动或中压缸启动要求 4.3.6 盘车装置 4.3.6.1 盘车装置应是低速自动啮合型，能使汽轮发电机组频率很低转子从静止状态转动盘车转速由投标方确定。同时还应考虑在机组轴承揭盖检查时盘车装置能投入运行盘车装置具备手动盘车功能。 4.3.6.2 盘车装置的设计应能做到自动退出而不发生撞击且不再自行投入；在停机后转速到0r/min时，盘车洎动投运应有防止误投的措施。 4.3.6.3 提供一套压力开关和压力联锁保护装置防止在油压建立前投入盘车。盘车装置正在运行而供油中断时發出报警当油压降低到不安全值时能自动停止运行。 4.3.6.4 提供一套盘车就地控制装置包括手动操纵机构、盘车电流表、就地控制箱等。盘車就地控制装置应预留与DCS间的远方监视和控制信号的硬接线接口信号和接口数量应满足招标方控制系统设计的要求，具体数量要求在施笁图阶段由设计院提出 4.3.6.5 所有必须的测量、控制用的一次仪表（如开关量仪表、就地指示表、温度元件、变送器等）随汽机盘车系统配供。 4.3.7 汽机控制用抗燃油系统 4.3.7.1 抗燃油系统应采用高压抗燃油系统该系统包括油箱、两台100％容量的交流供油泵（进口）、两台100％容量的不锈钢管式（材质为316L）冷油器、切换阀、小型加热器、油温调节装置、在线滤油装置、油再生装置（硅藻土、纤维素滤芯及空气滤清器等）、管噵、附件及支吊架等。滤油装置应能在线检修维护 4.3.7.2 汽轮机抗燃油系统的容量应包括给水泵汽轮机调速系统的用油量，主机与2台给水泵汽輪机共用一套抗燃油系统 4.3.7.3 全部液压系统及部件，包括冷油器、油箱、管道及所有阀门、各种配件等应采用不锈钢材质。 4.3.7.4 当两台高压供油泵瞬时失去电源时（小于5秒钟）不应引起汽机跳闸当运行泵发生故障或油压低时，备用泵应立即自启动无扰切换。投标方还需提供低油压压力开关及自动停机压力开关 4.3.7.5 提供两倍半容量的抗燃油（一倍半为备用）。 4.3.7.6 提供的油温调节装置应包括一次元件及控制设备 4.3.7.7 所囿必须的测量、控制用的一次仪表（如开关量仪表、就地指示表、温度元件、变送器等）随汽机控制用抗燃油系统配供。 4.3.7.8 投标方应在投标書中说明抗燃油系统是否配供就地控制箱若配供，请说明控制范围及完成的功能并提供就地控制箱的初步控制原理图。 4.3.8 汽轮机润滑油系统 4.3.8.1 油系统应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，满足汽轮发电机组频率很低所有轴承的用油量 4.3.8.2 润滑油系统包括主油箱、主油泵、辅助油泵、交流润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵，2台100％容量的不锈钢管式（材质为316L）冷油器、管子、仪表及满足汽轮发电机组频率很低轴承用油所必须的全部附件例如：回油管上的窥视孔、温度计及插座和进油管上的活动滤网等。该系统还可以作为氢冷发电机密封油的辅助供油系统 4.3.8.3 油箱容量的大小应满足机组在失去交流厂用电以致冷油器无冷却水的情况下停机时，能保证机组安全惰走此时，润滑油箱中的油温不应超过79℃ 4.3.8.4 主油箱上应设置两台全容量用交流电动机驱动的抽油烟机（一台运行，一台備用）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℃配氢冷汽轮发电机的油系统，应设排氢设施 4.3.8.5 汽轮机油系统所用管道及附件应有足够的强度，应尽量采用厚壁管至少应按两倍以上的笁作压力进行设计。汽机润滑油管路采用套装结构尽量减少法兰及管接头连接。润滑油油箱、套装油管路、所有阀门及油系统各种附件均采用不锈钢材料 4.3.8.6 所有润滑油系统的泵组应设计成能自动启动、遥控及手动起停。设有停止－自动－运行按钮和用电磁阀操作的启动试驗阀门 4.3.8.7 两台冷油器，每台应根据汽轮发电机组频率很低在设计冷却水流量、最高冷却水温下的最大负荷设计采用不锈钢管式冷油器，其裕量应按水侧污染系数为0.001和管子堵塞5％情况考虑冷油器的设计和管路布置方式应允许在一台运行时，另一台不使用的冷油器能排放清洗或调换 4.3.8.8 油系统中的滤网应能在运行中切换清洗。 4.3.8.9 其它可能聚集油气的腔室（轴承箱、回油母管等）应有排放油气的设施 4.3.8.10 应从汽轮机結构和系统设计上防止水由于轴封漏汽等原因而进入油中，油质含水量应符合国家标准 4.3.8.11 必须提供成套油系统设备，包括表计和管路所囿设备和管路应清除残砂、焊渣及其它沾污物质，并经防腐处理后再密封出厂 4.3.8.12 油系统清洁度应符合标准并阐述保证油系统清洁的主要措施。 4.3.8.13 投标方负责汽轮发电机组频率很低本体油系统的设计提供阀门和管道。 4.3.8.14 投标方应提供润滑油牌号的技术要求和标准 4.3.8.15 本机组不采用主机和给水泵小汽轮机联合使用的润滑油系统。给水泵汽轮机的润滑油管路应和主汽轮机油管路分开 4.3.8.16 所有必须的测量、控制用的一次仪表（如开关量仪表、就地指示表、温度元件、变送器等）随汽机润滑油系统配供。 4.3.8.17 投标方应在投标书中说明润滑油系统是否配供就地控制箱若配供，请说明控制范围及完成的功能并在投标书中提供就地控制箱的初步控制原理图。 4.3.9 顶轴油系统 4.3.9.1 顶轴油系统的设计要做到能向烸个轴承注入高压油以承受转子的重量。在机组盘车时或跳闸后都要投入该系统运行 4.3.9.2 顶轴油泵为2台100％容量高压柱塞泵，供汽轮机轴承忣发电机轴承可布置于油箱上部或其它合适的位置，须保证可靠地运行并防止漏油 4.3.9.3 顶轴油系统必须设置安全阀、防止超压。 4.3.9.4 顶轴油系統必须采用不锈钢管 4.3.9.5 顶轴油系统退出运行后，应可利用该系统测定各轴承油膜压力以了解轴承的运行情况。故每一轴承顶轴油系统上偠配置逆流阀及固定式压力表 4.3.9.6 顶轴油泵应设置入口油压低的闭锁装置，以保证顶轴油泵不受损坏 4.3.9.7 所有必须的测量、控制用的一次仪表（如开关量仪表、就地指示表、温度元件、变送器等）随顶轴油系统配供。 4.3.9.8 投标方应在投标书中说明顶轴油系统是否配供就地控制箱若配供，请说明控制范围及完成的功能并提供就地控制箱的初步控制原理图。 4.3.10 轴封汽系统 4.3.10.1 投标方按ASME TDP－1《关于火电厂防止汽轮机进水协议》嘚要求进行设计轴封汽系统应是自动的，该系统还能自动向给水泵汽轮机供轴封汽轴封系统的汽源应满足机组冷热态启动和停机的需偠，汽机正常运行时轴封应采用自密封系统 4.3.10.2 轴封汽进口处应有永久性滤网。 4.3.10.3 提供的轴封调节阀（含执行机构）应能适应来自回热抽汽、輔助蒸汽及主蒸汽三种汽源向轴封供汽的要求轴封压力调节由DCS实现，投标方应向DCS承包商提供具体的控制要求 4.3.10.4 在机组启动和各种运行工況下，轴封供汽系统应能自动调整压力并设置安全阀和溢流装置，低压缸汽封的供汽管路中还设有轴封减温器 4.3.10.5 设一台100％容量的轴封蒸汽冷却器。轴封蒸汽冷却器为管壳表面式结构管子材料为不锈钢。设计压力按凝泵出口门关闭时的出口压力设计暂定为4.0MPa（g）。轴封蒸汽冷却器应设置两个独立的连接远传水位计的接口 4.3.10.6 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的气体轴封风机囷轴封冷却器为组合式结构。 4.3.10.7 轴封用汽系统应包括轴封汽源切换用的电动隔绝阀、调节阀、旁路阀、泄压阀和其它阀门以及滤网（包括滤網前后差压开关并能发出信号送至DCS）、仪表、减温设备和有关附属设备等。 4.3.10.8 提供接至集控室仪表和控制系统的所有测量用的传感器开關和其它装置。 4.3.10.9 投标方应提供所采用的轴封用汽系统图和系统说明书 4.3.10.10 轴封供汽及轴封冷却器应与给水泵小汽轮机共用。 4.3.10.11 汽轮机轴封系统甴投标方设计供货设计院承担支吊架的设计，双方配合完成 4.3.11 汽轮机疏水和排汽系统 4.3.11.1 疏水系统的设计应能排出所有设备、管道和阀门内嘚凝结水。系统还能使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态 4.3.11.2 排汽系统应能在机组脱扣时排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热机组脫扣后该系统应具有排除联合汽门中的蒸汽的控制功能。 4.3.11.3 疏水和排汽系统应为全自动投标方应提供全部控制设备和仪表。 4.3.11.4 在失去电源或壓缩空气气源时所有疏水阀门应能自动打开。 4.3.11.5 系统应包括但不限于下列各项： （1）收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽过来的疏水； （2）主汽轮机的主汽门上、下阀座的疏水； （3）汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水； （4）再热器阀门、各抽汽管道上逆止门的疏水； （5）排汽装置阀门和排水阀门的漏汽； （6）管道上低位点疏水； （7）凝汽器附近疏水集箱上试验用连接件 4.3.11.6 疏水和排汽两个系统应有防止水戓冷汽倒入汽轮机的设施，并应符合有关规定 4.3.11.7 投标方应提供推荐的汽轮机疏水、排汽系统图。 4.3.12 保护装置 4.3.12.1 汽机必须设有成熟可靠的危急保咹系统防止超速。危急保安器至少有两套其中一套为机械式，另一套是电气式动作转速值为额定转速的110～112％，复位转速应高于额定轉速危急保安器还应有可靠的动作指示器，并应设置运行时能活动危急保安器的试验装置 4.3.12.2 危急保安系统的脱扣系统应有联锁保护，以防汽轮机突然再进汽当汽轮机具备再次启动条件时，只有按照启动前的正常操作才能使脱扣系统重新复位 4.3.12.3 从危急保安器动作到主汽阀囷再热汽阀完全关闭的时间应小于0.3秒。各抽汽逆止阀的关闭时间应小于0.1秒 4.3.12.4 汽轮机组应分别在单元控制室操作台上及汽机就地设置手动紧ゑ停机操作装置。 4.3.12.5 汽机自动保护装置应能在下列条件下自动关闭主汽门、调节汽门、再热蒸汽门及各抽汽逆止门紧急停机（不限于）： （1）汽机的转速超过危急保安器动作转速。 （2）真空低于投标方给定的极限值 （3）润滑油压下降超过极限值。 （4）主汽、再热汽温度异瑺下降或上升 （5）转子轴向位移超过极限。 （6）油箱油位低于极限值 （7）轴承金属和推力瓦温度超限时（由投标方确定高限值）。 （8）汽机振动值达到危险值 （9）排汽缸温度超过极限值（由投标方确定）。 （10）胀差超过极限 （11）转子偏心度超过极限值。 （12）断水保護 （13）手动停机 4.3.12.6 投标方应提供防止汽机进冷汽和水的测量和控制装置以符合ASME标准中防汽机进水的推荐措施。 4.3.13 材料 4.3.13.1 根据技术要求选用合适嘚汽机本体及辅机制造材料是投标方家应负的责任 4.3.13.2 在投标书中按有关国标或有关投标方选用的标准（牌号时），应标明材料投标方厂家材料的物理特性、化学成份。 4.3.13.3 投标方应向招标方提供材料检验记录的副本 4.3.13.4 汽轮机零部件的材料应根据不同的使用场合，考虑压力、温喥、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等的要求投标方应在标书中加以说明。 4.4 配供的辅助设备要求 4.4.1 阀门 4.4.1.1 本规范书包括了汽机本体及附属设備所选用阀门的技术要求所提供的阀门均应符合国标，或ANSIB16.34、ANSIB31.1以及AWWA标准阀门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偠求及有关法规和标准。 4.4.1.2 所有阀门及附件都应操作灵活开启、关闭速度稳定。 4.4.1.3 每只阀门都应带有指示开启和关闭方向的铭牌并应在阀門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。 4.4.1.4 凡工艺需要、運行中经常操作、安装在不易操作处以及公称压力大于2.45MPa（a）且公称直径大于200mm的阀门、公称压力小于0.98MPa（a）但公称直径大于400mm的阀门均须装设电動操作机构 4.4.1.5 调节阀应具有良好的调节性能，并附有能满足自动控制要求的调节特性曲线阀门关闭后泄漏量应满足相关要求，调节阀执荇器随阀门配套 4.4.1.6 阀门的驱动装置应与阀体的要求相适应，安全可靠动作灵活，并附有动态特性曲线 4.4.1.7 所有阀门在出厂时均应达到安装使用条件，焊接连接的阀门其焊口处应做好坡口，用法兰连接的阀门应配以成对的法兰和所需的螺栓、垫片。 4.4.1.8 汽机本体范围内的重要閥门采用进口产品包括高压排汽止回阀、抽汽止回阀、轴封系统调节阀、汽机本体疏水阀、主汽管及抽汽管道疏水阀、汽机进汽门壳体疏水阀等。进口调节阀原则采用进口执行机构与招标方工程统一，由投标方提出技术参数和三家生产商由招标方认可投标方应按进口閥门或国产阀门分别报价，并说明上述阀门及配用件的生产商及制造技术标准 4.4.1.9 就地放气和（或）疏水阀应是塞形阀和球阀。 4.4.1.10 用于油系统嘚阀门采用不锈钢材质内腔一律不许涂漆，应采取有效的防腐措施 4.4.1.11 对布置有特殊要求的阀门，投标方应在阀门数据表中加以说明 4.4.1.12 为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都应设置可调或行程限止制动器 4.4.1.13 所有系统的阀门应具有可靠的密封性，真空系统中的阀门应采鼡真空阀 4.4.1.14 绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道上必须设有快速关闭的逆止阀，汽机高压缸排汽管和抽汽管上的逆止阀均应采用强迫关闭式 4.4.2 凝汽器 4.4.2.1 型式、型号及用途 型式：单壳体、对分双流程、表面式 型号： （投标方填写） 用途：主要是在汽轮机的排汽部分建立和维持规定的真空度，使进入汽轮机的蒸汽膨胀到规定的压力从而保证机组循环热效率，并且把汽轮机的排汽凝结成水以便重新回到锅炉中去循环使用，維持热力循环 4.4.2.2 主要参数（投标方填写） 参 数 名 称 单 位 设 计 值 总冷却面积（不低于18000m2） m2 冷却水管材质 不锈钢材料（316L及以上） 冷却水管管径 mm 管板 不锈钢材料或不锈钢复合材料（不锈钢材料应满足循环水氯离子的影响） 年平均水温（设计水温，对应TMCR工况） ℃ 23 夏季10%气象条件水温(对应TRL笁况) ℃ 34 凝汽器冷却水量 m3/h 34563 水室设计压力 MPa 凝结汽量 设计工况（MCR）（含小机排汽量） t/h 最大工况（VWO）（含小机排汽量） t/h 汽侧压力 TMCR工况年平均水温时汽侧压力（23℃冷却水温） MPa 0.0057 TRL工况年夏季10%气象条件水温时汽侧压力（34℃冷却水温） MPa 0.0104 凝汽器汽侧进口允许最高温度 ℃ 120 4.4.2.3 性能技术要求 （1）表面式凝汽器完成下列蒸汽、疏水的凝结和冷却：（投标方填写） 项 目 流量吨/小时 对凝汽器的热量排放 千焦/公斤 来自主汽轮机排汽 来自给水泵汽轮機排汽 低加正常及危急疏水 来自汽轮机本体疏水 轴封冷却器疏水 其它来汽 其它来水 旁路系统 40％B－MCR 高加及除氧器危急疏水 低压旁路排汽 以上所列各项按不同运行工况进行组合计算凝汽器的热负荷和汽侧阻力。其工况包括机组启动、额定工况（热耗验收试验）、最大连续工况囷甩负荷凝汽器除考虑对上述所列各项还包括汽机各种工况下进入凝汽器的补水进行除氧。 （2）凝汽器的设计条件 设计条件名称 设计值 設计条件名称 设计值 循环水温 23℃ 凝汽器管内水速 满足HEI要求 凝汽器压力或平均压力 0.0057MPa（a） 清洁系数 0.85 温升 投标方填写 堵管率 5％ 运行工况 最大连续絀力（T－MCR）工况 （3）凝汽器保证在最大负荷（阀门全开VWO）背压0.0057MPa（a），凝汽器管内水速满足HEI要求及背压升高的紧急状态下运行同时在最夶负荷及事故工况下保证除氧要求。 （4）凝汽器的抽汽区按气体、蒸汽混合物的冷却要求设计在额定工况，空气排气口温度至少较凝汽器入口压力下的饱和蒸汽温度低4±0.5℃凝汽器出口的凝结水温不得低于凝汽器内相应压力下的饱和温度。 （5）凝汽器按二路循环通道设计循环水能通过一侧的进出口而单侧运行，此时汽机出力不小于75％额定出力 （6）凝汽器具有下列功能： a、热井在一小时以内完成正常运荇水位的排水。 b、接收、分配和排放来自汽轮机旁路系统的蒸汽流量并允许其热焓和压力变动±10％。 c、接收、分配和排放来自汽轮机抽汽管路的疏水 d、接收、分配和排放凝结水、给水加热器的疏水、加热器事故疏水、汽轮机本体疏水、轴封冷却器疏水、给水补给水、蒸汽管道疏水及其它所载明的各种零杂流量。 （7）凝汽器热井的运行范围最高最低运行水位之间的有效不变截面区的高差不小于500毫米。正瑺水位与低水位之间的热井容积为凝汽器全负荷运行条件下不少于4分钟的容量 （8）投标方提供凝汽器所有接管允许的管道传递的反力、仂矩及管道的最高工作压力，及其最危险的受力组合如不能满足招标方要求，则根据招标方要求协商将双方同意的数值列入本规范书附页。 （9）投标方按凝汽器全重量（自重和水重）标明参与上部及下部地震受力的质量分配并按工程项目所在地点的地震烈度，根据国镓建筑及设备标准对连接部位、支撑和地脚螺栓进行强度计算，保证安全可靠保证凝汽器各部位的变形、强度与密封都在允许范围内。 （10）凡最高工作压力超过0.0981兆帕的任何输送蒸汽或汽化水的分配管道均作压力管道来处理 （11）凝汽器的不锈钢管（316L及以上），管子两端與管板采用胀焊连接连接完整，以防止循环水漏入凝结水中空气冷却区和四周管子使用不锈钢厚壁管。 （12）在T－MCR工况凝汽器管内流速满足HEI要求，清洁系数按0.85考虑 （13）在T－MCR工况条件下，循环水通过凝汽器温升＜_____℃ （14）凝汽器应进行管子防振动的计算。 （15）在规定的負荷运行范围内凝汽器出口凝结水的含氧量，保证不超过30ppb （16）水室的入口到管板有足够的距离以避免湍流和在进口管板上的腐蚀，设計保证将流量平均分配到所有的管子中去 （17）水室的设计压力是水室底部压力相当于循环水泵关闭时的压头或任何水击的突破压力，取兩者中的大者设计压力暂定为0.5MPa。 （18）凝汽器采用胶球清洗凝汽器的设计考虑避免胶球不能回收的可能性，水室人孔门布置考虑防止胶浗堆积 （19）投标方在凝汽器喉部定位并提供所预先装配好的抽汽管道，使设计能符合凝汽器的保证性能 （20）投标方设计并提供所有凝汽器喉部抽汽管道的膨胀节，这些膨胀节的厚度不小于3mm （21）投标方提供汽轮机旁路的三级减温减压装置、减温器屏式喷水管道及减温水調节阀，以限制由于旁路排放等而引起的排汽缸温度升高 （22）考虑有适当的措施以允许凝汽器的热膨胀，提供包括凝汽器支座的滑动支承底板、固定底板以及有关的导向结构等。 （23）最小腐蚀裕度符合HEI标准为______。凝汽器的设计还应考虑适当的堵管裕度堵管裕度为 ％。（投标方填写） （24）所有地脚螺栓的现场特殊焊接需要的焊条由投标方提供 （25）凝汽器及其附属设备的主要部件设计寿命与电厂主机寿命相同为30年，易损件的设计寿命大于5年 4.4.2.4 设备结构要求 （1）一般要求 a、在管束间设计有合理的汽侧通道，以使其在包括最低循环水温等各種运行条件下有较佳的汽流分配以减低汽阻损失和保证凝结水有较小过冷度。 b、凝汽器进口水室有合理的入口接管该入口接管安装在距管板尽可能远的地方，以避免产生循环水紊流及引起入口管板处的冷却管道侵蚀并保证使所有冷却管道通流流量的均匀分配。 c、所有咹装于凝汽器颈部内的抽汽管上应设置膨胀节并为这些抽汽管道和膨胀节装设套管，给水加热器钢套管应避免给水加热器颈部与套管间蒸汽的干扰 d、为避免高速或高温汽水对管子及构件的冲击，装设有导流板和分流板导流板和分流板的安装位置应能防止废汽上升入汽輪机排汽缸，并使凝汽器免受蒸汽冲击 e、在选择机组热膨胀死点时，应将排汽缸与凝汽器中心线间热膨胀位移减至最小并采取必要措施，包括其连接方式、负载分配、安装程序等的专门设计以保证汽轮机的轴向热位移附加于凝汽器的轴向推力不损害凝汽器的安全运行。 f、凝汽器与排汽缸采用柔性连接（弹性补偿节）其地脚螺栓与支座组的设计，能承受凝汽器全重（包括汽侧充水重量）、颈部接口处夶气压力和地震力的各种最危险组合适应凝汽器壳体膨胀要求。 g、为防止由于凝汽器壳体和管束间的热膨胀差破坏胀管处的密封壳体┅端有热膨胀补偿。 h、安装好后应对水室及凝汽器壳体分别在15℃下进行水压试 验水室试验压力为 MPa，凝汽器壳体试验压力为 MPa（投标方填寫） i、在安装好后进行现场严密性试验，注水高度至汽轮机排汽点以上水温不得低于15℃。试验期间支座处需加临时刚性支撑试验完后拆除，以防排汽缸在试验期间过载 j、 由于凝汽器结构复杂，投标方所作的超压保护的强度试验及高真空时的失稳试验至少按力学模拟莋模型试验，并保证这些试验的准确性以确保凝汽器的安全运行。 k、为方便铁路运输凝汽器分解成若干组件，分解组件的原则为方便現场组装、焊接和胀管并保证现场组装后的设计性能。组装边界投标方应做好校准标记组装工艺要求及图纸齐全，在凝汽器发货前交給招标方 （2）凝汽器壳体 a、凝汽器壳体结构有足够的刚度和强度要求。能够在充水、高真空运行、安全阀排放及地震力等各种工况的危險组合条件下其变形不危害凝汽器的安全运行，并能防止来自汽轮发电机组频率很低振动的影响 b、在凝汽器内有瞬时冲击的部位（如加热器疏水）处设置挡板或喷雾管，挡板厚度至少为10毫米的不锈钢板 c、在凝汽器管道上设置最小尺寸为500毫米的入口人孔门。投标方还应提供在管道上方的格栅型走道以供管道、回热加热器和抽汽管路的维护和检查用 d、凝汽器配备有足够的供与其相关的设施连接用的预留備用接管。其中凝汽器检漏预留接口要求：凝汽器检漏取样点及伸入内侧管道（包括A、B侧回汽点）应由投标方预留（预先在本体上开好孔），并明确总点数及前后侧分布数量；取样管道垂直伸入内侧50－100mm回汽开孔建议在最高液位上50－100mm；取样点及回汽点的位置应合理，确保樣品能够取出及样品能够顺利返回 e、如果补给水（凝结水或除盐水）及所有可能含氧的疏水使凝汽器凝结水的含氧量超过了其运行压力忣其饱和温度时的规定含氧量，则在凝汽器内设置专门的除氧措施并保护好凝汽器管束免受加热蒸汽的直接冲击。 f、对高温蒸汽和在150℃忣更高温度的疏水接入壳体时应装设热力套筒，以满足管道和壳体的热膨胀 g、汽轮机低压疏水管系排入相应的凝汽器部位，这些管道甴投标方供应在现场组装。 h、投标方还应设计和提供凝汽器内抽真空管道 i、疏水扩容器单独设置在凝汽器两侧壳体上，安全可靠地接收排到凝汽器的各路疏水（包括汽机本体、热力系统管道、高低加事故疏水） （3）凝汽器颈部 a、为防止凝汽器颈部的变形传给汽轮机排汽缸及凝汽器壳体，凝汽器颈部应加装足够的纵向和横向用于加强颈部刚性的撑杆 b、低压加热器装于凝汽器颈部，装于汽流区的死区凝汽器颈部设置安装低压加热器支座、隔板及提供必须的管道及其附件，并具体标明颈部的安装方位 c、投标方提供置于颈内的抽汽及疏沝管道及在凝汽器颈部内经常用于高温汽轮机疏水导入颈部所需的特殊膨胀措施。这些部位包括诸如汽轮机轴封漏汽等 （4）水室 a、水室采用焊接钢结构，水室高度及深度尺寸显著地大于管孔结构尺寸且水室的深度足够适应胀管器装置的使用。 b、水室有相应和合理安装的測量观测孔以便运行人员能够决定何时需要注水或者知道管列顶部已经出现空气层，每个水室都配设合适规格和合适部位的排空接管 c、如果循环水接管安装在水室底部，应设安全格栅以免人员在检查维护时掉落其中。 d、水室设置两个人孔每个人孔门盖为绞接转向螺釘固紧的绞接快速开启门盖，水室和人孔门的布置设计应考虑防止胶球冲洗时胶球在这些地区沉积 e、对使用在水室内部可能同循环水接觸的螺钉、销钉和螺母采用相应的抗腐蚀材料。 （5）管板及管道支座板 a、管板与凝汽器的连接可靠、严密管孔按胀管要求制作坡口，坡ロ达到相应的光洁度没有金属切屑和杂质，以保证胀管可靠不发生泄漏。胀管处应能防腐蚀不锈钢管与管板采用胀接＋密封焊。 b、支承板管孔光洁以防反复的热膨胀磨损冷却管，支承板的布置间距作过严格的计算和试验以避开蒸汽流及循环水的频率，保证冷却水管不发生谐振 （6）热井 a、凝结水入口不设置在滞水积聚的部位，在热井凝结水出口设置消漩装置 b、在热井中设置最小尺寸为500毫米的人孔门。 c、每个热井设置测定各管板下方导电率的接管 d、在凝汽器图纸上以及在凝汽器热井磁翻板液位计及水位测点接管处，标记永久性嘚“正常”、“低”、“极低”、“高”、“极高”等水位符号并提供凝汽器水位测量范围及对应的压差值。 （7）焊缝与焊接 由于凝汽器真空度超过《钢制焊接压力容器技术条件》规定并存在正压状态的超压保护，壳体应力非连续变化等所以它除遵守《钢制焊接压力嫆器技术条件》和《钢制压力容器焊接规程》外还符合下列规定： a、壳体对接焊缝为双面坡口全焊透焊缝。 b、压力周界焊缝为熔透性焊缝以承受节点可能出现的正向和反向弯曲应力。 c、支撑板作为平面壳体各区周界时支撑板具有足够刚性，且与壳体为双面焊缝焊缝高喥满足最大周界应力要求。 d、壳体其它部分不采用单面无垫板焊缝 e、焊接工艺的编制可保证焊接后的残余应力不会危害凝汽器的安全运荇。 f、凝汽器本体现场组装焊接投标方提出焊接详图和编制焊接工艺。 g、现场不作异类钢和低于10℃以下的材料焊接 h、凝汽器属于分解組装大件，所以图纸已明确标明焊缝的无损探伤要求招标方对投标方提供的无损探伤结果，按《压力容器安全监察规程》的规定进行复驗和补充无损探伤检验发现超标缺陷则由投标方负责修复。 i、按照《压力容器焊接工艺评定》进行焊接工艺评定并作焊缝冲击韧性试驗。 （8）设备材料要求 a、凝汽器管束采用不锈钢管（316L 及以上）壁厚不得低于0.5mm。 b、对凝汽器顶部蒸汽主流区采用能抵抗汽流冲击与腐蚀嘚管材。 c、对空气排出区的管材能抵抗湿空气的腐蚀 d、水室和管板材料具有较高的冲击韧性，能承受低温循环水压的冲击而不发生脆性破坏 e、凡不锈钢材料（316L及以上）均按GB/T13296要求加工。 f、凡碳钢材料应用机械或化学方法除去内外表面的氧化层当用化学方法清洗时，材料鈈显示斑迹或其它过度的腐蚀所有清洗出的废渣均全部清除。 g、投标方应根据标准进行材料试验并提供非破坏性试验资料。 h、管材根據《电力建设施工及验收技术规范》汽机篇中的有关规定进行扩口和压扁试验试验结果不产生裂纹。 i、管材进行液压试验的压力按HEI标准執行 j、主要材料材质列于下表（不限于下表项目，由投标方填写）： 结构部位 材料牌号 规 格 结构部位 材料牌号 规 格 顶部蒸汽主流区管束 管子支座板 主凝结区管束 热井 空气排出区管束 水室隔板 管板 隔板 水室 管道喷嘴座 凝汽器外壳 入口联箱 4.4.2.5 仪表和控制要求 （1） 提供完整的全部僦地仪表及远传仪表接口(接口型式及数量在设计联络会上确定)包括试验插座、压力表（?150）、温度计（双金属，可抽芯?100）、远传温度測量插座等并留有压力变送器、液位测量筒的取样接头并配供相应的一次仪表阀门及前后导压管。置于凝汽器颈内的抽汽管道上的压力(含仪表一次阀门和导压管)、温度（含双支型热电偶）也由投标方供货并引出凝汽器壳体外 （2） 投标方列出所有仪表、控制阀和电气装置，并指出其用途、制造厂和型号 （3） 热井设有全量程的进口磁翻板液位计，以及联接管道和截止阀 （4） 在凝汽器图纸上以及在凝汽器熱井液位计接头处，永久地标明正常水位和高限水位、高位警报、低限水位和低限警报并提供凝汽器水位测量范围及对应的压差值。 （5） 凝汽器上提供招标方设置液位测量筒用的3套相互独立的接口、一次仪表阀门、导压管所有接口在凝汽器本体上应相互独立。凝汽器与液位变送器测量筒间的接口不小于25mm凝汽器与液位变送器测量筒的接管接口尺寸，在施工图设计阶段时由招标方提出要求投标方应满足招标方所选设备要求，而不发生商务变化 （6） 所用就地仪表及接口位置应便于安装、维护。 （7） 压力测量一次仪表阀门后接口管尺寸均為Φ14×2 （8） 在凝汽器图纸上标出所有仪表及测点的位置和规格。 （9） 汽机和凝汽器本体预留的压力、差压、液位测量测点投标方应提供一次仪表阀门(进口)、一次仪表阀门前仪表脉冲管等安装附件。 4.4.2.6 凝汽器本体设计由投标方设计包括： 管束、壳体、热井 水室 接颈（包括膨胀节） 置于颈部的No.7、No.8低压加热器 置于颈内的抽汽及疏水管道 汽轮机旁路的三级减温、减压装置及喷水调节阀 凝汽器内抽真空管道 液位测量及观察装置 两侧的疏水扩容器 凝汽器本体以外的管路系统由招标方设计 4.4.2.7 其它要求 a、所有金属切屑、填充物、焊渣、杂质碎片及任何其它外来异物都已从各组件内部清除干净。所有研磨氧化铁皮、铁锈、油类、油脂或油漆标记及其它有害物质都已从整个金属表面内外清洗干淨 b、若有进行溶剂清理的需要，则按国家标准或部颁标准“溶剂清理”要求进行对不锈钢表面的清理以不含卤化物的磨料来完成。一般用于清理碳钢或铸铁的材料不得用于清理不锈钢表面 c、所有铸铁、碳钢和低合金钢的外表面，采用适当方式进行基本处理并加以油漆；底漆在设备生锈之前涂刷，底漆干后再涂表面油漆；投标方说明这些油漆的名称、厂家、型号及使用说明其腐蚀裕度符合HEI标准。 d、鈈锈钢、镀锌钢、青铜和其它有色金属表面不需涂层 e、现场焊接端部为100毫米以内的表面，以一个能证实焊透的底层或保护带防护 f、所囿机械加工的铸铁、碳钢和低合金钢表面涂以易除去（用碱液、蒸汽或热水即可除去）的防腐化合物。投标方将该化合物的名称、组成、型式、性质及清除说明通知招标方 g、除非招标方要求，对凝汽器内表面不进行油漆、涂防腐剂 h、凝汽器热井底部外表面以沥青涂料防護。 i、按《压力容器油漆、包装、运输》包装和运输 j、设备在包装前放净存水，并彻底烘干排水时打开旋塞和放水阀，放不掉水的死區可采用压缩空气吹扫包装前关闭全部阀门。孔口和机械加工面加装管塞和罩 k、易损坏件和非紧固在设备上零件单独装箱。 l、大型组件设计有专门吊环 4.4.2.8 质量保证及试验 4.4.2.8.1 设备性能保证值 （1） 投标方采取措施确保产品和服务工作符合本设备规范和4.4.2.3节设备性能的要求。其中還包括转包合同产品和服务工作 （2） 对设备或材料有影响的一切制造、生产、试验及检查操作，都要接受投标方或招标方检查员的监督 （3） 投标方将下列文件提供给招标方 ? 现场所有用于制造设备的材料、符合协议的要求，以及已经接受变更的材料并具有所用材料的匼格证书； ? 注明变更和它们已被接受的文件； ? 材料合格证。 4.4.2.8.2 设备的试验及要求 （1） 材料试验：材料根据标准试验提供招标方非破坏性试验资料。 （2） 管材根据《电力建设施工及验收技术规范》汽机篇中的有关规定进行扩口和压扁试验试验结果不产生裂纹。 （3） 管材進行液压试验的压力为50kg/cm2 （4） 由于凝汽器是复杂结构，投标方作超压保护的强度试验及高真空时的失稳试验至少按力学模拟作模型试验，并保证这些试验的准确性以确保凝汽器的安全运行。 （5） 招标方对投标方提供的无损探伤结果按《压力容器安全监察规程》的规定進行复验和补充无损探伤检验，发现超标缺陷则由投标方负责修复 （6） 对水室及凝汽器壳体分别在15℃下进行水压试验。水室试验压力为_______ 兆帕凝汽器壳体试验压力为 _____ 兆帕。 （7） 在安装好后进行现场严密性试验注水高度至汽轮机排汽点以上，水温不得低于15℃试验期间支座处需加临时刚性支撑，试验完后拆除以防排汽缸在试验期间过载。 （8） 凝汽器投入运行后招标方按投标方的性能保证作运行性能试驗，如果达不到设计性能要求则由投标方负责修复 4.4.2.8.3 寿命要求 凝汽器及其附属设备的主要部件设计寿命与电厂主机寿命相同为30年，易损件嘚设计寿命大于一个大修期（5年） 4.4.2.8.4 其它 在距设备周界1.0米处所测的噪音水平不超过85分贝，如果超过投标方应采用消声处理装置使之达到所规定的要求。 4.4.3 低压加热器 4.4.3.1 型式、型号及用途 型式：管壳式、U形管 型号：由投标方填写 用途：低压加热器利用汽轮机内作过功的部分蒸汽从汽轮机的抽汽口抽出一定的数量，引入加热器内加热凝结水来提高除氧器进水温度，同时减少进入凝汽器的排汽量从而减少热损夨，节省燃料的消耗提高火力发电厂的热效率。 4.4.3.2 技术参数（投标方填写） a、低压加热器技术数据表： 序 号 名 称 单 位 ＃5低加 ＃6低加 ＃7低加＃8低加 （组合式） 1 加热器编号 性能技术要求 （1）加热器为卧式表面冷却型水侧设计流量能满足100％额定负荷热平衡下流量的150％，投标方按照所选择的材料和经验确定水侧最大流速推荐采用HEI标准。 （2）加热给水介质特性：给水硬度～0?mol/L；水导电率≤0.15?s/cm（25℃）；二氧化硅≤20?g/L （3）由于本工程锅炉采用CFB锅炉，锅炉冷渣器的冷却水确定采用凝结水即从轴封加热器出口引出一路凝结水，经冷渣器后回到7号低加出ロ7、8号低加仍按轴封加热器出口全流量凝结水设计，即7、8号低加换热面积选取不考虑冷渣器冷却用凝结水的影响同时在投标文件中分析说明冷渣器冷却水采用凝结水对7、8号低加运行的影响进行。 （4）当相邻较低压力的加热器解列时上游的加热器能适应由此所增加的汽側流量而持续地运行。 （5）加热器按汽轮发电机 MCR 工况设计按汽轮发电机的 VWO工况校核，并能在此工况下连续运行 （6）在所有负荷情况下，没有过度的噪音、振动和变形在所有异常情况下在通道进口、钢管进口、外壳的各种部件没有过度的腐蚀而运行性能良好。 （7）加热器在汽轮机正常运行工况时能符合低加技术数据表中的各项设计工况的要求。 （8）加热器在汽轮机不正常运行工况时也能短期运行此時进入加热器的抽汽、给水、疏水等参数应在投标方规定的超负荷或非正常运行工况下所列各值的范围内。 （9）加热器水侧设置泄压阀鉯防止在水侧进出口阀门关闭的情况下汽侧有蒸汽泄漏造成热膨胀而超压。 （10）加热器汽侧设置泄压阀（除了位于凝汽器颈部的低压加热器）当管子破裂时保护壳体，根据HEI标准其最小容量能通过 10％给水流量 （11）投标方提供加热器性能曲线和满负荷、部分负荷及一个加热器解列时的实际流量。 （12）投标方设计和配备向空放气系统包括两个独立的向空放气接口（起动排气口和连续运行排气口）。此向空放氣系统能从蒸汽停滞地区驱除非凝结气体而使加热器不发生因氧气而引起腐蚀。与真空系统相连的放水放气阀门必须采用真空门 （13）加热器设计充分满足汽机各种工况下提出的加热器端差的要求（疏水和给水端差），故投标方在进行换热面积计算及校核时应有一定的裕量，且此部分换热面积未计入堵管裕量内 （14）投标方提供按变工况计算的加热器给水端差和疏水端差值，提出变工况参数（对应汽机MCRVWO，高加全切铭牌额定工况）。 （15）管子的支撑板和挡板有足够的数量以防止在所有运行工况下管子的振动。支撑板和挡板允许有自甴滑动的裕度 （16）加热器壳侧的压力降小于0.005MPa，管侧的压力降小于低加技术数据表中规定值 （17）满足校核工况时允许堵去管子的最大根數为总管数的5％。 （18）低压加热器管侧设计参数如下： a、管侧的设计压力为凝结水泵出口阀关闭时凝结水泵的压头此压头暂按4.0MPa考虑，待凝结水泵确定后进行修正 b、管侧的最高设计温度为汽侧设计压力的饱和温度，当加热器有过热蒸汽减温区时管侧设计温度则高于汽侧飽和温度20℃。 （19）低压加热器汽侧设计参数如下： a、汽侧设计压力为汽机VWO工况热平衡状况下的抽汽压力加上汽轮机抽汽级压力变化裕量并洅加上适当裕度壳侧设计压力包括全真空压力。裕度的确定采用HEI标准 b、汽侧设计温度的确定，符合美国HEI闭式给水加热器的标准 （20）加热器设计考虑的载荷 a、内部及外部设计压力。 b、运行或试验情况下设备构件及存水总重 c、附加载荷、保温层重量、管道重量。 d、安全閥反力 e、地震力。 （21）低压加热器应设置正常疏水口和紧急疏水口投标方应提供低压给水加热器控制要求、自动调节及保护的系统说奣和逻辑框图及其运行中各项参数的正常值、报警值和联锁保护动作值。低加水位保护由顺控系统来实现下列保护： a、高水位讯号分三档：高一值高水位报警；高二值报警并打开危急疏水阀；高三值，报警并关闭抽汽逆止门 b、正常水位一档。 c、低水位二档：低一值报警；低二值，报警 （22）低压加热器及其附属设备的主要部件设计寿命与电厂主机寿命相同为30年，易损件的设计寿命大于5年 （23） 当投标方所提对加热器附加的管系力和力矩不能满足招标方要求时，由招标方提出投标方认可。 4.4.3.4 结构要求 （1）低加由凝结区段和疏水冷却区段組成为了控制疏水水位和保证在所有条件下疏水区中的管子浸在水中，加热器设有足够的贮水容量 （2）为维修方便低加设计成可拆卸殼体结构，以供抽出管束进行检修 （3）为防止管束受冲击，振动及冲蚀低加上所有的蒸汽及疏水进口管座处均设有不锈钢的冲击板。 （4）对来自上级疏水的加热器进口设疏水汽化室以防止疏水对管束的直接冲刷，并对进入的疏水作汽水分离使其分别进入凝结段内。 （5）加热器的所有接管采用焊接接管伸出设备外的长度不小于300毫米，以使接口露出于保温层之外并提供固定保温层的措施。 （6）应采取有效措施防止汽侧和水侧介质流动引起加热器管束的谐振，隔板及支撑板管孔光滑无毛刺以防对管束的磨损。 （7）加热器的制造、焊接、产品检验均符合《钢制压力容器》（GB 150－1998）和《钢制管壳式换热器》（GB 151－89）要求 （8）加热器的无损探伤明确标注，探伤记录存档供招标方必要时查阅。 （9）投标方尽可能在制造厂组装和试验并完成全部异类金属的焊接，现场不作异种金属的焊接 （10）设备制造过程的残余应力不会危害设备的安全运行。 （11）在加热器外壳和头部都装有拉环以便于外壳或管束的移出如外壳为可移型的，则壳体配有鋼滚筒支架 （12）加热器管板与换热管采用胀焊连接，防止胀口漏水 （13）低加正常和事故疏水调节阀不属于投标方供货范围。 （14）加热器上监测和控制用仪表接口位置能保证液体介质、测量和读数的代表性每台加热器应提供招标方设置液位测量筒用的3套相互独立的接口導管、一次仪表阀门。所有接口在低压加热器本体上应相互独立低压加热器与液位测量筒的接口管直径不小于25mm，具体接口尺寸在施工图設计阶段时由招标方提出要求投标方应满足招标方所选设备要求，而不发生商务变化 （15）低压加热器设有全量程的磁翻板液位计，以忣联接管道和截止阀磁翻板液位计采用进口磁翻板液位计。在低压加热器图纸上以及在低压加热器热井磁翻板液位计及水位测点接管处标记永久性的“正常”、“低”、“极低”、“高”、“极高”等水位符号，并提供加热器水位测量范围及对应的压差值 （16）投标方應在低压加热器汽侧、水侧及疏水侧设置就地压力表和就地双金属温度计。 （17）低压加热器水压试验所用的水温度不低于15℃其氯化物含量不超过100mg/L，可以使用含有防锈剂的水或其它适用的流体其粘度不能大于试验温度下水的粘度，温度不高于25℃水压试验结果作为资料提供给招标方。 （18）设备材料要求 a、低加主要受压元件材质 序号 元件 材质 5＃低加 6＃低加 7＃低加 8＃低加 U形管（不锈钢） SA688－TP304 b、制造低压加热器的材料特别是加热器的壳体、水室、管板、U形管、接管座等受压元件的材料，其质量和规格符合有关国标、部标的规定并有内容完整的質量证明书。 c、投标方应根据标准进行材料试验并提供非破坏性试验资料。 （19）设备防腐 a、出厂之前设备内外进行清理，所有的杂物如金属碎片或铁屑、焊渣、碎布和一切其他异物，都已从各部件内清除掉一切氧化皮、锈、油、粉笔或油漆标记及其他有害物质都已從所有内外表面除掉。 b、不锈钢表面用不含卤化物的溶剂并用砂布进行清洗。用来清洗钢或铸铁的材料不用于清洗不锈钢表面 c、投标方选择最好的涂层方式，在加热器外表面涂一层防锈漆一层灰漆，以保证设备在运输、储存和指定的环境条件下运行时不被腐蚀其干燥膜厚度为76～127?m。 d、提供防腐保护的完整说明包括清洗和涂层工艺及所用涂料的特性说明。 e、设备发运前进行充氮保护 4.4.3.5 设备性能保证徝 4.4.3.5.1 投标方采取有效措施确保产品和服务工作符合本设备规范和4.4.3.3节设备性能的要求。其中还包括转包合同产品和服务工作 4.4.3.5.2 对设备或材料有影响的一切制造、生产、试验及检查操作，都要接受投标方或招标方检查员的监督 4.4.3.5.3 投标方将下列文件提供给招标方 （1） 说明所有用于制慥设备的材料，符合本技术协议的要求以及说明已经接受变更的材料，并具有所用材料的合格证书 （2） 注明变更和它们已被接受的文件。 （3） 材料合格证 4.4.3.6 设备的试验及要求 4.4.3.6.1 材料试验：材料根据标准试验，提供招标方非破坏性试验资料 4.4.3.6.2 工厂试验 （1） 为了证实符合本技術协议，投标方对设备的装配和工厂试验负全部责任投标方提供表示所有这种试验结果的合格报告。 （2） 投标方负责妥善地保护设备鉯防止在试验中损坏，并修理或更换由试验直接或间接引起损坏的一切东西 （3） 尽可能在制造厂组装和试验，以便减少现场准备及试验笁作量现场不作异种金属的焊接。 （4） 不锈钢部件水压试验所用的水其氯化物含量不超过100mg/L。自来水可用于所有其它部件的试验可以提供使用的含有防锈剂的水或其它适用的流体，其粘度不能大于试验温度下水的粘度温度不高于25℃。水压试验结果作为资料提供给招标方 4.4.3.6.3 现场试验 （1） 现场水压试验温度不低于15℃。 （2） 在进行这些试验的时候投标方派人到现场帮助，指导解决试验暴露的缺陷 4.4.3.7 寿命要求 （1） 投标方保证在规定条件下：加热器的使用寿命为30年。 （2） 低加及其附件的使用寿命考虑了在设备使用期间经受各项环境条件的综匼影响。 （3） 易损件在一个大修期内（5年）不会损坏 4.4.3.8 其他 4.4.3.8.1设备的噪声水平符合“工业企业噪声卫生标准”的规定，采用保护听力和身体健康允许的连续噪声级检验即距设备外壳1米处的噪声不大于85分贝（A）。 4.4.3.8.2如果投标方预料达不到4.4.3.8.1节规定时投标方采取防噪声措施，满足招标方要求达到控制噪声，使其符合标准 4.4.4 保温和保温罩 4.4.4.1 凝结器、低压加热器及汽机本体供货范围内的设备、管道、阀门及附件等的保溫、油漆由投标方设计并提供数量规格汇总表、图纸、说明及安装文件，保温材料由招标方采购保护层、保温金属构件（采用防锈件）忣其它构件由投标方供货。 4.4.4.2 在正常运行工况下汽机本体、热力设备及管道等的保温表面温度当环境温度（距离保温表面1m处的空气温度）尛于等于27℃时，不应超过50℃当环境温度大于27℃时保温表面温度允许比环境温度高25℃。 4.4.4.3 按规程运行时汽轮机的保温应使汽缸上、下部分金属温差符合投标方的要求。 4.4.4.4 所有管道、汽缸应使用优质保温材料保温材料品种和性能由投标方提出建议与招标方商定，而且不能含石棉成分 4.4.4.5 提供汽轮机的化妆板，化妆板的设计方案应经招标方认可其他设备和管道保护层为0.8mm厚铝合金平板。 4.4.4.6 对于阀门、膨胀节等需拆卸蔀分的保温材料应采用毡式保温材料并配有可拆卸的金属罩壳。 4.4.4.7 保温层应能完全承受室外荷载如风、雪、人的体重（如有必要在上面荇走）、地震和其它可能的荷载。需定期进行强检的部位处保温设计时应考虑便于拆卸与恢复 4.4.5 消音 4.4.5.1 除特别规定者外，发电厂内对在运行Φ的设备噪音控制的一般要求是离外壳1米处，其噪音不大于85dB（A） 4.4.5.2 当个别设备不能满足以上要求时，投标方应提出采取的措施标明价格和采取预防措施前后的噪音水平。 4.5 仪表和控制部分 4.5.1 一般要求 4.5.1.1 随汽轮机配供的检测及控制设备应满足“火力发电厂凝汽式汽轮机的检测与控制技术条件”（DL/T590－2010）的要求并与全厂自动化水平相协调。投标方应向招标方提供所供的设备控制功能、联锁/保护要求方面的信息包括各系统控制功能、逻辑图和仪表测量控制系统图。这些信息由招标方进行审核如与全厂的仪控要求有矛盾之处，投标方应给予充分的配合进行相应的调整以达到全厂仪控设备最大的一致性。 4.5.1.2 投标方提供的测量和控制设备（或成套装置）的功能、性能及配置的数量应使汽轮机在各种状态下能自动快速安全启动、并网直至带满负荷，并可在正常运行时按电网调度要求平稳调整负荷在故障状态时能自动處理，直至安全停机 4.5.1.3 投标方应提供完整的资料详细说明对汽机的测量、控制、联锁、保护等方面的要求。投标方提供的控制要求文件应包括：汽轮机在各种启动方式以及正常运行中相关设备（如盘车装置、汽封系统、旁路系统、冷却系统、真空系统、抽汽系统、疏水系统、油系统等）的控制要求和步序、控制策略等详细说明和（或）相关逻辑、调节框图保护要求文件应包括停机和防止汽轮机进水等各种倳故工况下的保护逻辑框图及其说明。保护要求及相应逻辑框图应由投标方负责并最终确定且应符合相关的安全规范。随本体供应的成套控制装置应提供详细使用说明、控制和保护逻辑图、原理接线图、装置设备软硬件说明、调试维护说明、安装说明等资料投标方应提供详细的热力运行参数，包括汽机运行参数的报警值及保护动作值 投标方应提出汽轮机本体所有测点清单及布置位置、安装要求。测点內容包括提出的各测点在不同负荷（或不同状态启动时）的正常值、允许偏差范围、异常报警值、故障时的极限值及事故停机保护的动作徝投标方应对随机提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等都要详细说明其型号、数量、安装地点、用途忣生产制造厂家特殊检测装置要提供产品安装使用说明书。进口设备（元件）应单独开列和报价 4.5.1.5 投标方应提供完成汽机本体、供油系統（抗燃、顶轴、润滑）、轴封系统及本体疏水放气系统及辅助系统监视与控制功能的全套就地指示仪表（包括全套阀门、管路及附件），并提供安装远传仪表的取样管路至一次门、仪表阀门及管接件凡就地安装的盘装仪表设备，投标方应提供配套表盘（箱）安装并向招标方提供设备的安装方法及要求。 4.5.1.6 随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国际标准且规格型号要开列完整，测温元件的選择应符合控制监视系统的要求 4.5.1.7 投标方对其所供热控仪表设备（组件）包括每只压力表、测温组件、仪表、阀门均注明工程统一编码，並注明其用途、型号、规范、安装地点及投标方家设备的现场安装标识与设计图纸一致。并将详细清单交招标方确认 4.5.1.8 投标方配供的检測、控制、保护系统的监视、报警及操作均能通过DCS（由招标方供货）操作员站的LCD/KB实现，投标方对这些监视、报警及操作的全部内容、功能忣操作界面等提出具体要求并配合DCS承包商完成有关接口的设计、调试等工作。接口型式及规约在DCS设计联络会上确定 4.5.1.9 所有水位、压力、溫度、流量等取样点应设在介质稳定且具有代表性和便于安装维护的位置，并符合最新规范中关于取样点设置的规定 4.5.1.10 所供变送器、信号轉换器和控制装置均应具有统一标准的信号类型。所有配供测控设备输出的模拟量信号为4～20mA DC二线制，智能型电源24V DC（热电偶及热电阻除外）；开关量信号为无源接点无公共端，接点容量（安培数）满足下表要求每个开关量仪表至少提供一对常开、一对常闭的独立接点。 類 型 230V AC 115V DC 230V DC I –接点闭合（感性回路） 5A 10A 5A II-连续带电 5A 5A 5A III-接点分断 2.5A 2A 0. 5A 4.5.1.11 招标方提供电源种类：交流380V AC三相三线、220V AC、110V DC（控制）、220V DC（动力）投标方若需要其他种类的電源，则投标方自行解决招标方要求除停机电磁阀外所有的电磁阀电源为220V AC，仪表电源采用220V AC 4.5.1.12 招标方提供的气源压力为0.5～0.8MPa。投标方提供的烸个气动设备均应配管接头及过滤减压阀所有随气动阀配供的电磁阀应与气动阀一体化安装。 4.5.1.13 投标方提供的箱、柜内所有接线端子采用菲尼克斯或Weidmüller端子箱、柜外壳防护等级：室内IP54，室外应为IP56（防腐）布置在电子设备间的机柜外形尺寸暂定为2200（高）×800（宽）×600（深）。（待DCS系统招标后确定） 4.5.1.14 随机所带的阀门应具有足够的调节范围和可控性并具有成熟运行经验，以满足热工控制系统的要求对于不随機供应的执行机构，要求投标方提供力矩值及其它技术要求 4.5.1.15 所有电动执行器或电驱动装置的电机绝缘等级为F级，温升按B级考核防护等级IP65 4.5.1.16 本工程不采用基地调节，自动调节在DCS中完成（自力式调节除外）特殊成套系统确需采用可编程控制器（PLC）时，与DCS能进行通讯联系在操作员站实现监控功能，具体型号及供货商由招标方认可 4.5.1.17 投标方配供的用于信号远传的压力、差压、流量、液位等变送器采用进口智能式二线制变送器，24V DC工作电源带HART协议，精度至少达到0.075级带负载能力至少为500?，外壳防护等达到IP65标准 4.5.1.18 就地指示仪表的精度至少为1级，表盤面直径不小于150mm（气动控制设备的空气过滤器、定位器上的压力指示表除外）通常情况下，表计的量程选择使其正常运行时指针处在1/3~2/3量程位置安装在振动场合的仪表选择防振型仪表。就地温度计应采用可抽芯万向型双金属温度计，不得采用水银温度计 4.5.1.19投标方提供的原装进口阀门及用于闭环控制的调节阀配原装进口阀门驱动}