汽机技术规范书.docx

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1、附件1 技术规范1 总则11本规范书仅适用于国电黑龙江佳木斯汤原生物质发电工程项目的汽轮机及其配套系统，它提出了设备和系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。12本厂在本技术规范书中所提及的技术特点和供货范围并未对一切技术细节作出规定，也未完全引用有关标准和规范的条文，但本厂保证提供符合本技术规范书和现行工业标准的、功能齐全的、全新的优质产品及优质服务。1.3本厂所提供的产品，是技术和工艺成熟先进且已设计、制造过多台同类产品，并通过连续运行经多年实践检验证明是成熟可靠的优质产品。1.4本厂对所供产品质量负有全责，这包括合同内分包和外购的产品。1.5如本厂提供的产品由于自身设计、

2、制造质量问题而导致电厂无法正常投产、设备无法长期连续安全稳定运行、不能满足所有技术性能要求，则根据双方合同规定承担相应责任。1.6本厂执行本规范书所列的各项现行(国内、国际)标准。本规范书中未提及的内容满足或优于本规范书所列的国家标准、电力行业标准和有关国际标准。有矛盾时，按较高标准执行。1.7合同签订之后，按本规范书要求，本厂将提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单或必要的说明给需方。1.8其它未尽事宜可在后续的设计联络会上商定解决。1.9 本技术规范书为投标文件技术附件，相关技术要求以所签定的技术协议为准。2 概述本工程装设二台额定功

3、率为15MW的中温中压抽汽凝汽式汽轮发电机组，配备二台15MW空冷发电机。配套锅炉为二台75t/h中温中压秸杆特种锅炉。2.1 设备运行环境2.1.1 厂址条件设备安装地点： 佳木斯市汤原县室外历年平均气温： 2.2采暖期室外平均气温: -10.2室外历年极端最高/最低气温： 35.4/-41.1大气压： hPa地基上承载力标准值： kPa自然地面平均标高： 89.799.95m （黄海基准面）地下水位平均标高： 4.26m地震烈度： 6度2.1.2 设备使用条件机组运行方式：定压运行负荷性质：基本负荷机组布置条件：室内机组安装检修条件：运转层标高7.00 m冷却方式：自然通风双曲线冷却塔（方

4、案待定）周波变化范围：48.550.5 Hz2.2 主要技术规范2.2.1抽汽凝汽式汽轮机：机组型式：中温中压抽汽凝汽式型号: C15-3.43/0.294额定功率：15MW纯凝工况进汽量/最大进汽量： 67/75t/h额定进汽压力：3.43 MPa(a)，额定进汽温度：435 额定抽汽量/最大抽汽量：18/45t/h额定抽汽压力：0.294 MPa(a)额定抽汽温度： 189.9 排汽压力： 0.0057MPa 冷却水温: 正常/最高 20/33 给水温度： 150加热器级数（高加+除氧器低加）： 1+11额定转速：3000 rpm旋转方向：从汽机端向发电机端看为顺时针该机组在纯冷凝工况下，

5、其发电功率为15MW,并能长期、安全、稳定运行。3 技术要求3.1 总技术要求汽轮机、辅助设备及附件使用的材料、制造工艺、检验测试及性能考核要求，均符合原机械工业部及原水利电力部标准和有关企业标准。 汽轮机的主要技术标准如下，但不局限于下列标准，如有更新版本，以最新版本为准。JB/T9627-1999汽轮机组成套供应范围JB/T2901-92汽轮机防锈技术条件JB/T2900-92汽轮机油漆技术条件JB/T2862-92汽轮机包装技术条件JB/T1330-91汽轮发电机组中心标高与连接尺寸JB/T1329-91汽轮机与汽轮发电机连接尺寸JB4058-85汽轮机清洁度GB/T13399-92汽轮

6、机安全监视装置技术条件GB12145-89火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准GB9782-88汽轮机随机备品备件供应范围GB8117-87电站汽轮机热力性能验收试验规程GB7520-87汽轮机保温技术条件GB5578-85固定式发电用汽轮机技术条件所有设备设计和制造合理，能在各种工况下安全、稳妥和连续运行，并能适应瞬时的事故工况，防止事故扩大或损坏设备。3.2 汽轮机寿命汽轮机使用寿命不小于30年。汽轮机年连续运行小时数不小于8000小时，大修周期不小于4年，小修周期不小于1年。机组的强迫停机率小于1.5%，机组的可用率为98.5%。下图为各种运行方式下，供参考的机组寿命消耗分配数据及甩不

7、同负荷时的寿命消耗曲线，以保证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。3.3 汽轮机性能要求机组在纯凝工况下的保证净热耗值:11782.0kJ/(Kw.h)净热耗值的计算公式： Wt(Ht-Hf)-Wg(Hg)汽轮机净热耗= kJ/kW.h kWg/djkWi 式中: Wt: 主蒸汽流量kg/hWg: 供热抽汽蒸汽流量kg/hHt: 主汽门入口主蒸汽焓kJ/kgHf: 最终给水焓kJ/kgHg: 供热抽汽蒸汽焓与供热抽汽疏水焓差kJ/kgkWg: 发电机终端输出功率kWd: 发电机效率 j 机械传动效率 kWi：静态励磁、电动主油泵等项耗功机组可以在48.550.5 Hz系统频率范围内长期连续运

8、行。机组可以在11.8 kPa排汽压力条件下发出额定功率并长期安全运行。汽轮机在额定、纯冷凝工况下，机组出力为15MW。汽轮机可以在TMCR工况下连续运行。汽轮机可以在压力高至3.6MPa、温度高至440条件下连续安全运行。汽轮机可以在最高25kPa背压（65排汽温度）条件下安全连续运行。排汽温度80时低负荷连续运行要求。卖方提供汽轮机在环境条件异常或凝汽器冷却水系统故障时，机组仍能安全运行的条件详见使用说明书。 机组启动方式为定压启动。汽轮机组启动时间（从冲转至额定负荷）：冷态启动：80 min热态启动：30min机组冷态、温态、热态和极热态的允许启动次数及负荷变化率应满足：l 冷态启动（环

9、境温度21.8）次数: 200次；l 温态启动（停机8小时）次数: 1000次；l 热态启动（停机2小时）次数: 200次；l 机组的允许负荷变化率为：（1）从100%50%额定负荷 不小于5%/min（2）从50%30额定负荷 不小于3%/min（3）允许负荷在50%100%额定负荷之间的负荷阶跃为10%。（4）事故状态下（锅炉灭火）从100%-0%额定负荷不小于40%/min。汽轮机轴系临界转速及汽轮发电机组轴系的临界转速均应避开机组工作 转速的15 %。汽轮机允许长期连续运行的最低负荷40%额定功率不允许长期连续运行的工况（详见使用说明书）。当汽机负荷从100甩至零时，汽轮机的控制系统具

10、有自动控制汽轮机转速的能力，防止汽轮机超速。汽轮机能在额定转速下空负荷连续运行一段时间，能满足发电机空载时试验所需的时间。汽轮发电机组的轴系能承受发电机突然发生短路，或者非同期合闸产生的扭矩。当机组做超速试验时，能在110额定转速下短时间空载运行，这时任何部件都不应超应力，各轴承振动不应超过允许值。本公司将在使用说明书中提供机组在各种状态下起动时的起动曲线及正常停机曲线。本公司提供典型工况的热平衡图，热耗及出力修正曲线。汽轮机的出力在发电机出线端测得，其功率因数为0.8。叶片在允许的周波变化范围内不产生共振。汽轮机在额定工况运行时，在轴径上测得的双向振幅振动值，垂直、横向均不大于0.03mm；

11、通过临界转速时垂直、横向双向振幅振动值不大于0.15mm。（无测轴振元件，见差异表）。距汽轮机化妆板及附属设备外1m处所测得的噪声值低于90dB(A)。能在110额定负荷下长时间稳定运行。3.4 汽轮机本体结构设计要求汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的产品。汽轮机设计制造应符合GB5578-85“固定式发电用汽轮机技术条件”。有关汽轮机与发电机匹配的转向、轴系、油系统等技术工作由汽轮机供货商牵头与发电机供货商协调完成。带有内旁路的主汽阀及每个阀的通流部分，在机组最初阶段的启动时装有临时性的蒸汽滤网（无）。汽轮机转子将彻底消除残余内应力。汽轮机的转子在出厂前进行静平衡试验和低速动平衡试验，叶片

12、与叶轮自振频率测试，各部件都不应有应力。汽轮机在出厂前进行组装，并做空载运行试验（不做空载运行试验见差异表）。汽缸的设计考虑因温度梯度造成的变形，始终保持正确的同心度。缸体有足够的刚度，保证各工况条件下机组运行平稳。设保护机组用的排汽隔膜阀（供二片备用薄膜）及紧急跳闸装置。汽轮机轴承采用圆筒形式，轴承设计失稳转速为大于4000 rpm，具有良好的抗干扰能力（并不产生油膜振荡）。任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65，推力瓦金属温度不超过90。测量轴承金属温度使用埋入式双支铂热电阻。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。汽轮机端部汽封和隔板汽封的结构能调整间隙。主汽门、调速汽门

13、严密不漏主汽门、调速汽门的材质能适应与其相连接管道的焊接要求。调速汽门具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。提供主汽门永久滤芯（本系统无）。主汽门设有永久性蒸汽滤网。抽汽管所需的逆止阀为液动式。3.5 汽轮机润滑油系统 采用集装式油站，在工厂内组装完毕，并做相应试验（本厂提供的油箱不是集装式油箱）。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、停止、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组（汽轮机、发电机、励磁机）所有轴承及调节保安系统提供压力油的用油要求。油管道在制造厂酸洗钝化并密封完毕后才能出厂。本厂所提供的盘车装置是手动投入，油系统中没有与盘车马达启动连锁的单独压力开关，无盘车控制

14、柜。润滑油系统包括（但不限于）以下各设备：汽轮机主油箱（非集装式）每机1台主油泵每机1台 交流辅助油泵每机1台 交流润滑油泵每机1台直流事故油泵 每机1台冷油器每机2台滤油器 每机1台油箱排油烟装置油箱电加热装置供给每台机组润滑油所必须的仪表、阀门、附件和管道。3.5.1 油箱油箱配有浮子式油位开关，带有高、低油位接点，且能够定期试验一个电子油位转换器，油箱安装就地油位指示表，油位表为浮子式（非玻璃管液位计）,并能输出420mA远传信号。油箱容量考虑当厂用交流电失电时，冷油器断水的情况下保证接至安全惰走、停机，油箱中的油温不超过80。主油箱上设置一台全容量排烟风机。主油箱设电加热器，可加热油温

15、至70。油箱设检修孔，汽机油箱设计可承受油箱爆炸引起的压力波动。油箱所有接口可以防止外部水（如消防水）及其它杂物漏入。油箱底部设有放油阀门。回油管道至油箱进口处设有滤油网。油箱技术数据 油箱体积： 11m3 油箱数量 1 储油量 10t 本体重量 3.5t3.5.2 油泵主油泵为离心油泵，直接安装在汽机轴上，工作可靠，运行平稳，系统设计可保证不发生汽蚀。全容量交流辅助油泵带有压力调节装置及自动启动装置。不管油压是否降低，交流辅助油泵在汽机跳闸时立即启动。交流润滑油泵压力开关被用作附加信号，在系统油压低时，启动事故油泵，不论汽机跳闸与否。直流事故油泵有足够容量满足机组停机要求。事故油泵带有自启动

16、装置，在润滑油压低时自动投入。3.5.3 冷油器设两台全容量的冷油器，一台工作，一台备用。冷油器在设计冷却水量、最高冷却水温33、水侧清洁系数为0.85，管子堵塞5%情况下，可满足机组的最大负荷供油温度要求。冷油器为浮头直管式结构，全部管束可以整体抽出，冷油器的连接方式允许汽轮机在额定功率下运行时停用任何一台冷油器，以便放空、清洗和重新投入运行。冷油器设置手动放水及放气阀，油侧进口及出口为对焊法兰连接。法兰规范按照中国标准。冷油器系统阀门的布置合理，能够拆卸。冷油器冷却水有滤水装置。冷油器技术数据 数量 2台 油侧入口压力 0.12MPa 油侧入口温度 55 油侧额定流量 3.91t/h 油侧

17、出口压力 0.25MPa 油侧出口温度 45 冷却水进出水压差 0.035MPa 冷却水进水温度 33 冷却水出水温度 45 冷却水流量 9.5t/h 冷油器冷却面积 42m2 冷油器主要材料 管子 HSn70-1 壳体 Q235-A 水室 HT200 管板 Q235-A 冷油器本体重量 1128kg 冷油器充水重量 96128kg 冷油器本体尺寸（长宽高） 6256252497（mm） 3.5.4 系统设备与管道汽轮机在结构和系统设计上有防止汽水由于轴封漏气等进入油系统的措施。油系统中各设备（如轴承箱、冷却器和管道等）在出厂前彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理，妥善密封后出厂

18、。每个油泵（直流事故油泵、交流润滑油泵、交流辅助油泵）均配有独立的压力传感器。每个压力传感器有自己的测压点，包括隔离阀、隔离阀锁定在全开位置。油系统设有低压力开关，并设有低压报警装置。润滑油系统的油泵设计能满足自动启动、遥控和手动启停要求，并提供所需的压力开关，就地启停按钮和油系统起动试验阀的电磁线圈。油系统所有的控制装置、开关、指示器和报警装置等，均应安装在就地表盘上，并应予留信号远传用的端子。（另计价）润滑油系统包括整套的管道、阀门、过滤器、仪表、窥视镜及其它辅助设备油管道采用强度足够的厚壁管，按两倍工作压力进行设计，并且管道最低设计压力等级不低于2.5MPa。管道附件也按相同压力等级进行

19、设计。尽量减少法兰及管接头数量，法兰采用对焊法兰，油系统中的附件不使用铸铁件。3.6 凝汽器凝汽器的设计应满足相应的制造标准。每台机组配置一台凝汽器，凝汽器的设计应能保证在额定工况下及循环水温度20时，凝汽器的压力为汽轮机排汽压力,并应保证在循环水温度33时，凝汽器的压力应在允许的范围内进行。并对TMCR工况33进水温度进行校核。并满足排汽温度80时低负荷连续运行要求。在低负荷工况和满负荷工况运行时，凝结水的含氧量和含盐量均应符合水汽质量标准。主凝汽器设有分隔水室，允许一半运行，一半检修，此时汽机能达到70%额定负荷。正常运行时凝汽器出口处的凝结水温度不低于凝汽器压力对应的饱和水温度。凝汽器的

20、管子和管板材料充分考虑当地循环水的腐蚀，选用合适的材料或采取相应的防腐措施。凝汽器设计中应考虑留出低压加热器疏水、汽轮机疏水、给水补充水及其它返回凝汽器的杂项水等接口。凝汽器的管子清洁系数为0.9；在TMCR工况下，凝汽器管内流速应小于2m/s, 循环水进出口温升应小于10。应有合适的设施以允许凝汽器膨胀自如，凝汽器内水的重量不作用在汽缸上。凝汽器有足够的抽真空设备，以满足机组正常运行的要求。凝汽器的每个水室至少应有一个人孔门，并有适当的放气和放水接头。凝结系统严密不漏汽，真空下降速度不大于3 mmHg/min。 凝汽器热井应有就地水位计。凝汽器的技术性能如下。 汽侧入口压力 0.0057MP

21、a 汽侧入口温度 35.19 循环水进出口压差 0.032MPa(a) 循环水流量 2835t/h 凝汽器换热面积 1000m2 凝汽器材料 HSn70-1 凝汽器本体重量 21.5t 凝汽器充水重量 30t 3.7低压加热器371低压加热器应能满足汽轮机各种不同工况安全运行。372低压加热器为立式全焊接结构，能承受高真空及抽汽压力、管道连接反力、热应力的变化。373加热器的蒸汽进口应设有保护管子的缓冲挡板。374 低压加热器疏水采用汽液两相流自调节液位控制器。375本厂应提供就地液位计、低压加热器相配套的附件。376 低压加热器技术性能如下： 低压加热器数量 1 汽侧入口压力 0.069MP

22、a 汽侧入口温度 89.6 入口蒸汽流量 4.21t/h 水侧入口压力 MPa(无) 水侧入口温度 35.19 水侧入口额定流量 43.89t/h 水侧入口最小流量 19.02t/h 水侧出口压力 MPa(无) 水侧出口温度 82.4 低压加热器换热面积 40m2 低压加热器主要材料 管子HSn70-1B壳体Q235-B管板16Mn 低压加热器本体重量 1330kg 低压加热器本体尺寸 7303431（mm） 3.8 射水抽气器： 381射水抽气器能满足汽轮机在各种工况下安全运行。382射水抽气器的工作水温度在20一33之间。383 射水抽气器运行时噪音小于90dB。384 射水抽汽器技术性能

23、 射水抽气器数量 1 射水侧入口压力 0.39MPa 射水侧入口温度 20 射水侧入口流量 90t/h 抽气侧压力 0.004MPa(a) 抽气侧入口温度 20-65 射水抽气器主要材料 喷嘴 1Cr18Ni9Ti 阀座 ZCuSn5Pb5Zn5 阀碟 ZCuSn5Pb5Zn5 射水抽气器本体重量 194kg 射水抽气器本体尺寸（长宽高）3155602560 3.9 高压加热器391高压加热器结构采用U型管式（立式）。392高压加热器应能满足汽轮机各种不同工况安全运行。393 高压加热器疏水采用汽液两相流自调节液位控制器394本厂应提供就地液位计、安全阀和高压加热器相配套的附件。3、9、5 高

24、压加热器技术性能如下 高压加热器数量 1 汽侧入口压力 0.659MPa 汽侧入口温度 271 入口蒸汽流量 6.05t/h 水侧入口压力 0.118MPa 水侧入口温度 104.2 水侧入口额定流量 75t/h 水侧出口压力 MPa(无) 水侧出口温度 150 高压加热器换热面积 80m2 高压加热器主要材料 20G 高压加热器本体重量 5240kg 高压加热器尺寸 88052073.10 轴封蒸汽系统在轴封系统的进口设永久性滤网（本系统无）。轴封系统设置自动的轴封蒸汽调压装置，用以调节轴封蒸汽的压力，以满足各轴封的供汽参数要求。轴封系统的设计与汽轮机防止进水措施相适应。系统设置一台100%

25、容量的轴封冷却器。轴封冷却器设两台100%容量的电动轴封排气风机。一台运行，一台备用，并满足一台运行，一台检修的要求。轴封供汽系统包括汽源用电动隔离阀、旁路阀、自动调节阀、节流阀和其它阀门及滤网、仪表、减温减压装置、均压箱、管道等有关附属设备。本厂提供完整的轴封系统所要求的其它组件。轴封冷却器的技术性能如下 轴封冷却器数量 1 汽侧入口压力 0.095MPa(a) 汽侧入口温度 250 入口蒸汽流量 1.5t/h 水侧入口压力 1.6 MPa 水侧入口温度 36.5 水侧入口额定流量 43.89t/h 水侧入口最小流量 23.59t/h 水侧出口压力 1.568MPa 水侧出口温度 35.19

26、 轴封加热器换热面积 30m2 轴封加热器主要材料 管材 HSn70-1轴封加热器本体重量 825kg 轴封加热器本体尺寸（长宽高）12209613181（mm03.11 汽轮机本体疏水系统汽轮机本体疏水系统须能排出所有汽机本体设备包括管道和阀门内的凝结水。系统能使随时可能投入运行的设备经常处于热备用状态。汽轮机汽缸提供足够数量的疏水点以能彻底疏水及预热。3.12 盘车装置本厂所提供的盘车装置是手动投入，油系统中没有与盘车马达启动连锁的单独压力开关，无盘车控制柜。3.13 汽轮机调速控制系统汽轮机采用DEH低压电-液调速系统，采用进口woodward 505E调节器，满足机组可靠、安全运行。供

27、方提供完整的DEH控制系统（包括电液转换器）。负荷控制范围：0121%额定负荷。转速不等率=36%n。；迟缓率 0.2%。3.14 保护装置汽轮机设有成熟可靠的紧急停机系统(ETS)，防止超速。要求采用进口PLC实现ETS功能.PLC为双主机冗余配置，ETS装置能够送出至少8对汽机已跳闸状态信号，并能将跳闸原因以接点型式送出。所需的开关量仪表,按双重化或三重化方式设置.机组设有2套危急保安器，其中1套为机械式，另1套是电子式。动作值为额定转速的110112%。两次动作差18 rpm。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。汽轮机危急保安系统的跳闸系统有联锁保护，防止汽

28、轮机突然再进汽。当汽轮机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。从危急保安器动作到主汽阀完全关闭的时间0.5s。抽汽逆止门与主汽门关闭连锁，液动控制，关闭时间小于1s。汽轮机组可分别在主控制室操作盘及就地手动实现紧急停机操作。3.15 主汽阀、调节汽阀本厂提供自动主汽阀、调节汽阀、蒸汽过滤器，阀门配有两队无公共点的行程开关，在阀门开关范围内通过连接回路来指示阀门状态。主蒸汽关断阀应严密不漏，使主蒸汽管道能够进行水压试验。主汽过滤器为可拆式，能承受外来杂质的冲击，设有凸缘和吊眼螺栓以便于法兰及过滤器的拆除。3.16 保温及保温层本厂负责只提供汽机本体的保温设计说

29、明书。3.17 临时堵板，盲板固定及垫片本厂提供汽轮机启动之前管道化学清洗及吹扫时使用的主汽阀临时堵板及阀座盲板夹紧装置，临时堵板带引出接头。提供所有阀门的备用垫片，以供吹扫及水压试验后使用。3.18安全罩汽轮发电机组所有转动轴，联轴器及其它露出的转动部分应配装安全罩，以保护人身安全。3.19 机组的稳定性制造厂对汽轮机至发电机及励磁系统整个轴系的振动、临界转速、润滑油系统及靠背轮负责统一归口设计，保证机组的稳定性。轴系的临界转速的分布能保证机组安全暖机和进行超速试验。提供最大的扭应力和安全系数、扭振频率及各个轴承失稳的转速和各阶临界转速值。3.20 控制要求3.20.1 一般要求制造厂在设计

30、汽轮机设备及其系统时，应同时考虑各种工况下的安全及合理的运行方式，应采用书面文件提出参数测点布置及控制和保护要求并成套供应必须的检测控制设备及控制盘。本厂提供的仪表和控制设备考虑到可用性、可靠性、可控性和可维护性，所有部件在规定的条件下在额定容量内以令人满意的方式运行。本厂提供的仪表和控制设备必须有在电厂同类机组中使用二年的成熟经验，不准使用试验性的组件及装置。本厂应说明选用的设备的性能，包括精度、重复性及随时间及温度漂移等情况，及对使用经验的例证及说明，并在仪表设备供货清单中给出各种所选设备的产品一览表。所有系统及仪表适合工厂所在地的环境条件及设备安装位置的运行条件。工厂所在地的环境条件见规

31、范书中的有关条款。本厂提供的仪表和控制设备是当今已证明的先进的技术。随本体供的检测元件、仪表及控制设备均选用通用产品，并符合国家有关标准。本工程中，对于仪表设备的选型，应尽可能做到统一。在没有国家通用产品可选的情况下，本厂成套供应经实践证明质量可靠、性能符合工艺要求的产品。无论什么情况。汽机本体所有测点设在具有代表性、便于安装的位置，并符合有关规定。除另有协议外，制造厂成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表、检测元件（包括传感器）、安全保护装置、调节阀门、以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。汽轮机制造厂归口供应汽轮机、发电机、励磁机整个轴系振动的测振

32、仪表。并协调振动一次元件装在发电机、励磁机上的位置和方式。所有控制装置和系统应具有足够强的抗高频干扰能力，当频率465MHZ功率5W的高频干扰源在距离控制装置1.5m处工作时，不会引起系统的误动作。本技术要求满足以下的可扩充空间/位置，该扩充余量应是机组最终调试结束时的量：每个机箱留有15的空槽位；每个接线盒、控制盘/柜留有15的后备端子；装设有继电器的盘/柜后备15的继电器安装空位；每个控制盘/柜的盘面留有15的空余面积，以便可扩充设备；多于6芯的多芯电缆有2芯后备；电源设备余量至少40。水或油系统的滤网，应根据工艺要求检测其前后差压，并提供压差开关。本厂应与设计院进行协调、及时向设计院提供

33、相关资料。本厂应配合设计院做好与外系统的技术联络和协调。3.20.2 凝汽器配套仪表设备的要求热井水位运行高度范围应在高低报警水位之间，但不小于30cm。在凝汽器图纸上以及凝汽器水位计和水位控制器接头处，应该有永久性标记，标出正常水位、高位报警、低限水位和低限报警水位。制造厂应提供一套完整的就地仪表和控制设备。其中包括液位表、水位测量平衡容器、低限和高限液位开关、热电阻插座、热电阻、试验插座、压力表、远传压力取压插座、温度计、阀门，并列清单说明他们的用途、规格、制造厂和数量。3.20.3 汽机本体部分仪表监测要求提供安装在本体范围内，供就地检查用的温度表等。本体范围内的传感器、检测元件、线缆应

34、引至安装在汽轮机本体上的厂供接线盒。接线盒的位置应便于安装和维护。接线盒内的端子数应满足用户需要。应提供接线盒的布置图。提供汽缸金属壁温热电偶。测量汽缸壁等金属温度的热电偶，其长度应满足直接接至接线箱（恒温箱）的要求，其型式应为双支绝缘式。 汽机应配供必要的测点，制造厂应说明各测点所用材料、测点位置及安装方法，提出各个温度测点的正常值，越限值和允许的差值及安装附件。厂家应区别哪些是运行中必须监视的测点，哪些是提供试验用的测点。应提供汽轮机本体安全监测仪表（TSI），采用进口产品，其监测项目至少有：汽缸热膨胀，转速、油动机行程（或阀门开度指示），监视段压力表，轴向位移，凝汽器真空等。这些仪表应供

35、传感器至前置器之间电缆，并有TSI就地盘，并能输出4-20mA.DC模拟量信号及3付开关量无源干接点信号供需方使用.提供安装在就地盘上的压力表等。3.20.4 汽轮机自动控制系统（DEH） 汽轮机自动控制系统的功能要求：控制系统具有大范围的转速调节功能。调节范围可以从盘车转速直至3600rpm。控制系统根据预先给定的升速率、暖机速率和暖机时间自动改变转速调节的给定值，使汽机由盘车状态以设定升速率平衡地升速至额定转速。升速率、暖机转速和暖机时间可以由运行人员选定或者由控制系统根据汽轮机的状态自动确定。控制系统能保持汽轮机在额定转速下空负荷运行，并能根据自动同期系统的指令，完成汽轮发电机的转速匹配

36、以保证发电机能自动的平稳并网。发电机油开关合闸后，控制系统应能保证汽轮机迅速接带初负荷以防止发电机出现逆功率。初负荷值可以是预先确定的，也可以根据汽轮机的状态由控制系统自动确定。应能按照机组的不等率进行负荷控制。控制系统具有开环或闭环的功率控制回路、转速控制回路、机前压力控制回路、抽汽压力控制回路（对可调抽汽机）及调阀定值控制回路，以上控制方式应能无扰切换。控制系统具有完善的负荷限制功能。在重要运行参数超过允许值时，为了保证机组的安全运行，自动限制负荷。当机前汽压过低或其他条件出现时应自动限制汽轮机负荷。控制系统具有超速保护功能。机组脱网甩负荷后，机组转速自动控制在安全范围内。控制系统可配备专

37、用的后备操作器，以便在控制器故障时仍能维持对机组的控制。主要的控制器的重要参数的检测元件应采用三取二或二取一，如汽机转速。汽机控制系统应可以与DCS通讯。本厂提供有关通信协议、框图及硬接线信号要求，保证DEH可靠地与DCS通信。本厂参加与DCS厂商的有关接口联络会议。DEH系统可用率大于99.9%。3.20.5 汽机保护（ETS）(1) 一般要求保护接线应符合下列要求：-保护电源中断时，保护不会误发操作指令；-被控对象接受保护作用而改变状态后，不会自动恢复接受保护作用前的状态；-不应设切投保护用的开关，但应有便于调试的措施；-停机保护动作的原因应被记录在事故顺序记录仪（SOE）中。重要热工保护

38、回路在机组运行中应能作不影响机组正常运行的动作试验。热工保护设计应稳妥可靠，保护用的接点信号应取自专用的无源一次仪表，应采用可靠性高、寿命长、灵敏度高的开关量仪表；对于重要的直接用于停机的信号，宜按“三取二”的冗余方式选取。保护系统的设计应有防止误动或拒动的措施。重要的项目动作时发出声光信号，其电源应有监视。保护装置输出至被控对象的脉冲的持续时间，接点数量和容量，应能满足被控对象完成规定动作的要求。发电机跳闸信号应联锁关闭自动主汽阀。紧急停机系统 （ETS提供一次元件）：-汽机应有二只独立的不同原理的超速保护装置，汽机厂应提供超速动作值。-跳闸条件，应具有在线试验功能，本厂应说明哪些条件具有此

39、功能。-从手动危急保安器动作到主蒸汽阀完全关闭的时间应小于0.5s。 (2) 汽轮发电机组保护项目汽机应依据制造厂的供货情况，至少有下列停机保护：-汽机轴向位移保护；-汽机超速保护，应有冗余测量元件；-汽机凝汽器真空低保护，应有测量元件；-轴承润滑油压低保护；-发电机主保护动作的停机保护；-推力瓦、径向瓦温度超过极限值（仅有推力瓦测点）；-汽机差胀保护（无）；-其它保护接口，配供保护系统中的电磁阀，电源采用220V直流电源。本厂提供的盘可以与TSI和DEH组在一起。所有用于保护的一次元件、阀门、导管等均应供货。3.20.6 汽机联锁本厂提供汽机润滑油系统的联锁资料及其它有关联锁资料。3.20.7 设备选择装在易爆危险场所的仪表应采用防爆型仪表。应选用双支测温元件，测温元件的保护套管及套管插入介质的有效深度应满足设计规定要求。控制器选用进口产品，并尽量与DCS系统选用的品牌