附件1
滨州魏桥热电有限公司
C135-13.24/0.981/535/535-1型汽轮机组技术协议
买方：滨州魏桥热电有限公司
卖方：南京汽轮电机(集团)有限责任公司
2005年12月19日
1 总则
1.1本技术协议书仅用于南京汽轮电机(集团)有限责任公司（以下简称“卖方”）向滨州魏桥热电有限公司（以下简称“买方”）提供的“山东魏桥纺织集团有限责任公司8×135MW 中间再热凝汽式汽轮发电机组技术协议”中后6台C135/N150机组的汽轮机设备。该6台C135-13.24/0.981/535/535-1 型汽轮发电机组是8×135MW机组合同及技术协议中后6台N135-13.24/535/535型汽轮机的改型。如未对本技术协议书提出差异，买方可认为卖方无条件响应技术协议书的要求。卖方对提供的汽轮机及其辅助设备负有全责，即包括分包（或采购）的产品。
1.2 本工程汽轮机抽汽为可调整抽汽。卖方在结构设计和调节控制设计上已充分考虑了供热机组的特点，同时充分考虑了机组纯凝工况安全经济运行的特点。卖方给出机组在供热工况下的进汽量、电负荷、和抽汽的压力、温度、流量的曲线和说明。1.3本技术协议书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切的技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方保证提供符合本协议书和国家有关最新标准的优质产品。
1.4卖方提供满足用户要求的高质量产品及其相应服务。同时要满足国家有关安全、环保等强制性标准的要求。
1.5本技术协议书所使用的标准如与卖方所执行的标准发生矛盾时，卖方按较高的标准执行。
1.6卖方、买方应严格遵守本协议，如一方提出某些修改要求，须以书面提出并征得对方同意。
1.7本技术协议书是订货合同的组成部分，与合同同时生效，具有同等效力。
1.8本技术协议书未包含内容及其它未尽事宜在设计联络会中解决或双方协调解决。
2 厂址及设备使用条件
2.1厂址条件
2.1.1设备安装地点：山东滨州魏桥热电有限公司邹平经济开发区
2.1.2电厂自然地面标高：＜1000m（黄海高程）
2.1.3年平均气压1041.1hPa
2.1.4多年平均气温 1
3.1℃
2.1.5多年最低气温 -22.9℃
2.1.6多年最高气温 43 ℃
2.1.7平均相对湿度 55%
2.1.8地震烈度： 7度
2.1.9 电厂永久性服务设施
1）冷却水系统的最高温度为33℃。
2）电源：交流电源供电电压：6kV,380/220V;
直流电源供电电压：220V（动力），220V（控制）。
2.1.10 机组布置方式
汽轮发电机组为室内横向布置,机头朝向锅炉侧。汽轮发电机组运转层标高为9.0m。2.2 设备使用条件
机组运行方式：定压或滑压运行均可，变压运行的范围为18～90%额定负荷。
负荷性质：额定带基本负荷，并可调峰运行，调峰范围为40%～100%额定负荷，可两班运行，并满足抽汽要求。
安装检修条件：最大起吊高度>6 m（汽轮机运转层到行车大钩高度，此高度仅使用于汽机本体吊装而言）
冷却方式：单元制自然通风冷却塔闭式循环。
周波变化范围：可在48.5～50.5Hz的周波变化范围内连续稳定运行。
本机与QFW-135-2型发电机相匹配。
所配锅炉B-MCR出力为490t/h，启动汽源老厂供热母管提供，下述工况均依此为依据。
3 主要技术规范
汽轮机型号: C135-13.24/0.981/535/535-1
汽轮机型式：超高压、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、抽凝式汽轮机
额定功率：C135／N150MW
主蒸汽阀前主蒸汽额定压力：13.24 MPa(a)
主蒸汽阀前主蒸汽额定温度：535℃
主蒸汽额定流量（抽汽／冷凝）：480／460t/h
再热蒸汽进汽阀前压力（抽汽／冷凝）：3.880／3.717 MPa(a)
再热蒸汽进汽阀前温度：535℃
再热蒸汽流量（抽汽／冷凝）： 423.92／406.54t/h
工业抽汽压力：0.981 MPa(a) (0.785-1.275 MPa(a)连续可调)
工业抽汽流量：额定80 t/h，最大160 t/h
冷却水温：设计：20℃
最高：33℃
背压： 4.9/11.8 kPa(a)
额定转速：3000 r/min
旋转方向：从机头向发电机端看为顺时针
最终给水温度（抽汽／冷凝）：254.84／252.28℃
4 热力系统设计原则
4.1给水回热系统：二高、四低、一除氧组成七级回热系统，二号低加设疏水泵。最后一级低加布置于凝汽器喉部。轴封加热器为一级。
4.2汽轮机及辅助设备回热系统部件均以锅炉最大连续蒸发量490t/h的有关参数为设计依据。
4.3关于旁路
采用二级高低压两级串联旁路系统，其蒸汽经过减温减压后进入凝汽器(进入卖方提供的三级减温减压器后,最后进入凝汽器)，容量按30%B-MCR考虑。旁路的功能考虑在冷、热态等工况下机组启动和正常停机，同时考虑下述功能，如停机不停炉，低负荷调节，锅炉超压溢流等。旁路系统不考虑热备用。
5 技术要求
5.1汽轮机本体设备性能要求
5.1.1 夏季纯凝工况(TRL)
汽轮发电机组能在下列条件下在其寿命期内安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为150MW。
（1）主汽及再热蒸汽参数为额定值
（2）背压为额定值11.8kPa(a)，循环水温为33℃
（3）补水率为3%，补水至凝汽器。
（4）回热抽汽运行正常，但不带厂用辅助蒸汽
（5）发电机效率98.6%，功率因数0.85
（6）所规定的最终给水温度
5.1.2 额定纯凝工况(THA)
汽轮发电机组能在下列条件下在其寿命期内安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为150.2934MW。
（1）主汽及再热蒸汽参数为额定值,额定进汽量为460t/h
（2）背压为4.9kPa(a)，循环水温为20℃
（3）补给水率为0%
（4）回热抽汽运行正常，但不带厂用辅助蒸汽
（5）汽轮发电机组为额定转速
（6）发电机效率98.6%，功率因数0.85
（7）所规定的最终给水温度为252.28℃
此工况为热耗保证工况。
5.1.3 抽汽工况
5.1.3.1额定抽汽工况
汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为135MW。
（1）主汽及再热蒸汽参数为额定值,额定进汽量为480t/h
（2）背压为额定值4.1kPa(a)，循环水温为20℃
（3）补水率为工业调节抽汽流量80t/h，常温补水至除氧器。
（4）工业抽汽抽汽80t/h，参数：0.981MPa、342.6℃。
（5）回热抽汽运行正常，但不带厂用辅助蒸汽
（6）发电机效率98.6%，功率因数0.85
（7）所规定的最终给水温度254.84℃
5.1.3.2最大抽汽工况
汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为113.8411MW。
（1）主汽及再热蒸汽参数为额定值,额定进汽量为480t/h
（2）背压为额定值4.9kPa(a)，循环水温为20℃
（3）补水率为工业调节抽汽流量160t/h，常温补水至除氧器。
（4）工业抽汽160t/h，参数：0.981MPa、342.64℃。
（5）回热抽汽运行正常，但不带厂用辅助蒸汽
（6）发电机效率98.6%，功率因数0.85
（7）所规定的最终给水温度254.84℃
5.1.4 最大连续工况(T-MCR)
汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为155.3847MW。
（1）主汽及再热蒸汽参数为额定值,额定进汽量为480t/h。
（2）背压为额定值4.9kPa(a)，循环水温为20℃。
（3）汽轮发电机组为额定转速
（4）补给水率为0。
（5）回热抽汽运行正常，但不带厂用辅助蒸汽。
（6）发电机效率98.6%，功率因数0.85。
（7）所规定的最终给水温度为254.72℃。
5.1.5 VWO工况
汽轮发电机组能在下列条件下在其寿命期内安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为158.3562MW。
（1）主汽及再热蒸汽参数为额定值,进汽量为490t/h。
（2）背压为4.9kPa(a)，循环水温为20℃
（3）补给水率为0。
（4）回热抽汽运行正常，不带厂用辅助蒸汽。
（5）汽轮发电机组为额定转速
（6）发电机效率98.6%，功率因数0.85
（7）所规定的最终给水温度为255.90℃
5.1.6 汽轮机在主汽、再热蒸汽参数及背压为额定值时，若高加全部切除，保证连续发出150MW。
5.1.7 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：
（1）汽轮机轴系能承受发电机出口母线在最大短路电流时所产生的扭矩。
（2）汽轮机甩负荷后，允许空转时间不小于15分钟。
（3）汽轮机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能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。
（4）汽轮机在排汽温度高达65℃下允许长期运行；在不高于80℃时，能低负荷连续运行。报警80℃，手动停机温度120℃（连续运行不超过15min）
5.1.8 不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，规定如下：
背压超过20kpa(a)；
负荷变化率不满足5.1.11要求；
机组频率特性不满足5.1.12要求；
蒸汽参数不满足5.1.13要求；
振动不满足5.1.15要求。
5.1.9 汽轮机的设计寿命（不包括易损件）30年，在其寿命期内能承受以下工况，总的寿命消耗不超过75%。
（1）冷态启动：（停机超过72小时，金属温度已下降至其满负荷值的约40%以下）200次。寿命消耗的分配数据0.08%/次（2）温态启动：（停机在10至72小时之间，金属温度已下降至其满负荷值的约40%至80%之间）2000次。寿命消耗的分配数据0.013%/次（3）热态启动：（停机不到10小时，金属温度超过其满负荷值的约80%以上）5000次。寿命消耗的分配数据0.009%/次（4）极热态启动（机组脱扣后1小时以内，金属温度仍维持或接近其满负荷值）500次。寿命消耗的分配数据0.006%/次（5）负荷阶跃（负荷变化率>10%额定负荷/min）15000次。
寿命消耗的分配数据0.001%/次汽轮机在其试运半年后的第一年内，能保证年运行小时数不低于7500小时。年平均运行小时数不小于8000小时。机组的等效可用率大于90％，等效强迫停运率小于2％。
汽轮机易损件的使用寿命，不少于一个大修期，工作温度高于450℃的紧固件，考虑其松驰性能。
在各种运行方式下，机组寿命消耗的分配数据如上，及各种甩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运行。
5.1.10 汽轮机大修周期5年，小修周期1年。
5.1.11 机组的允许负荷变化率为：
（1）从100%→50%MCR 不小于5%/min。
（2）从50%→20%MCR和从20%→50%MCR 不小于3%/min。
（3）从20%MCR以下不小于2%/min。
（4）允许负荷在50%→100%MCR之间的变化幅度为10%/min。
5.1.12 机组能在48.5～50.5Hz周波范围内持续稳定运行，根据系统要求，机组的频率特性还满足下表要求。
5.1.13允许汽轮机的蒸汽参数在下表规定的范围内变化：
表：（1）P o
、P r各为主蒸汽及再热蒸汽的额定压力；
（2）t为主蒸汽或再热蒸汽额定温度。
5.1.14 汽轮发电机组轴系各阶临界转速与工作转速避开±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，轴系各临界转速值（见本协议书）。
5.1.15汽轮机在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直或横向均不大于0.025mm；在任何轴颈上所测得的双振幅振动值不大于0.075mm；各转子及轴系在通过临界转速时双振幅振动值轴承座振动为不大于0.10mm，轴颈振动不大于0.25mm。
5.1.16 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压为3.8～18.6kPa(a)范围内，至少具有1分钟无蒸汽运行能力，而不致引起设备上的任何损坏。
5.1.17 超速试验时，汽机能在112%额定转速下作短期空负荷运行，这时任何部件都不超应力，各轴系振动也不超过允许值。
5.1.18 卖方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、油系统及靠背轮负责统一归口设计，以使机组具有较高的稳定性。
5.1.19 距汽轮机外罩外1米，汽机运转层上方1.2米处，所测得的噪声值低于85分贝（A 声级），对于其它辅助设备不大于85分贝（A声级）。
5.1.20 机组从冲转至带满负荷满足下列要求：
冷态启动：冲转到3000r/min≤80分钟从冲转到额定负荷<340分钟
温态启动：冲转到3000r/min≤25分钟从冲转到额定负荷<140分钟
热态启动：冲转到3000r/min≤20分钟从冲转到额定负荷<90分钟
极热态启动：冲转到3000r/min≤10分钟从冲转到额定负荷<60分钟
5.1.21汽轮机能允许在凝汽器半边清洗的情况下运行。
5.1.22汽轮机各主要阀门紧急关闭时间如下：
主汽门≤0.15秒
主汽调节阀≤0.15秒
中压主汽阀≤0.15秒
中压调节汽阀≤0.15秒
各抽汽逆止阀<1秒
5.1.23 机组热耗和汽耗率保证值
（1）机组的净热耗率及汽耗率按表5.1.23所列各工况提供的数据。
（2）机组额定纯凝工况（THA）的保证净热耗为8185.2 kJ/kW.h。
（3）下式计算汽轮发电机组在表5.1.23条件下的净热耗（不计入任何正偏差值），
并符合ASME PTC6.1规定。
汽轮发电机净热耗=[W t(H t-H f)+W r(△H r)-∑D h(H h-H h’)]/KW g
式中：
W t主蒸汽流量kg/h
W r再热蒸汽流量kg/h
H t主汽门入口主蒸汽焓kJ/kg
△H r经再热器的蒸汽焓差kJ/kg
H f最终给水焓kJ/kg
KW g发电机终端输出功率kW
D h对外供热抽汽量kg/h
H h对外供热抽汽焓值kJ/kg
H h’对外供热抽汽回水焓或补水焓值kJ/kg(补水温度按20℃计算)
表5.1.23
并附详细数据（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（见附图）及有关说明。还提供进行热耗值的测量、计算、校正时用的有关规程、规定。符合国家标准或ASME.PTC6.1规定。
5.1.24 高压加热器不属主机配套设备，但在汽机热平衡计算时，提出各种工况下各高加的端差和参数（见热平衡图）。
5.1.25 BMCR工况作为汽轮机及辅助设备，回热系统等设计选择的基础。
5.1.26 机组排汽压力升高到11.8kPa(a)以下时，允许机组带额定负荷持续运行，带负荷持续运行的情况下允许的最大背压值为18.6kPa(a)。
5.1.27提供汽机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，从额定负荷到与锅炉最低负荷相配合的滑压和定压运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。曲线中包括主蒸汽，再热蒸汽的压力、温度、流量、转速、负荷变化、供热曲线等。
5.1.28汽轮机的启动程序和必要的运行数据，见7.2，7.3。
5.1.29 汽机抽汽供热系统，在额定功率工况下：
1）汽机抽汽从中压缸抽出，汽机抽汽压力可调整，额定抽汽量80t/h，压力0.981MPa(a)。
2）在抽汽供热出口安装卖方提供的气动逆止阀。
5.2 汽轮机本体结构设计要求
5.2.1 一般要求
（1）汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的产品。不使用试验性的设计和部件。
（2）汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活。
（3）机组的设计充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。防止汽机进水的规定按ASME标准执行。
（4）对所有连接到汽缸上的管道，作用力和力矩的范围要求。
（5）汽轮机结构设计充分考虑汽轮机配有30%锅炉最大连续出力的两级串联旁路系统的各种运行方式（带厂用电情况除外）。
5.2.2 汽轮机转子及叶片
（1）汽轮机转子彻底消除残余内应力。高中压转子、低压转子都采用不带中心孔的整锻转子，其FATT值低于工作温度。
（2）转子的临界转速符合5.1.14节的要求。
（3）各个转子的脆性转化温度的数值为：高中压转子外缘≤116℃，低压转子外缘≤13℃。脆性转化温度值不影响机组启动的灵活性。
（4）叶片的设计是精确的成熟的，使叶片在允许的周波变化范围内能安全正常运行，并提供低压末级叶片的坎贝尔频谱（CANPBELL）图。
（6）动叶片采用自带围带，末级自带围带并带整圈松拉筋，能够保证动叶片安全运行。
抗应力腐蚀及抗汽蚀措施如下：
叶片设计应力小；
次末级叶片采用电火花强化，末级叶片焊整块型线状司太立合金片；
严格控制叶片制造过程，特别是热处理规范，严格检验机械性能、化学成份、
硬度等，并对不同炉批号的成品叶片进行破坏性检查；
对叶片进行磁粉检查，如有应力集中，进行除应力处理。
汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。
（7）有防止叶片司太立合金脱落的措施。
（8）用于把叶根紧固在轮缘上的销子有导向孔，供拆卸时钻孔之用。
（9）转子相对推力瓦的位置设标记，便于确定转子的位置。
（10）叶根固定尺寸十分准确，具有良好互换性，以便顺利更换备品叶片。
（11）转子及叶片材料，转子重量，重心及转子的惯性矩GD2。
（12）汽轮机高中压、低压转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度小于
1.2mm/s。
5.2.3 汽缸
（1）汽缸的设计能避免汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度产生的变形量而影响机组的同心度，机组能始终保持正确的同心度。
高中压缸采用整体缸结构。
（2）高压缸进汽部分及喷咀室设计适当加强，以确保运行稳定、振动小。进汽管密封环使用耐磨金属制成。
（3）提供低压缸喷水系统全部设备。（详见供货清单）
（4）提供保护整个机组用的排汽隔膜阀（供二片备用薄膜）及紧急跳闸装置（详见供货清单）。
（5）揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施为：汽缸中分面处设有顶开螺钉，汽缸上下半铸有吊耳。
（6）汽缸上的压力、温度测点齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。
（7）汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和推挡间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。
（8）提供汽缸等大的铸件的铸造采用新的先进的铸造工艺，经多次热处理来消除应力，不采用老的时效处理工艺，并提供探伤、挖补、热处理等质检记录，
同一位置挖补不超过两次。
（9）抽汽逆止阀由气动控制。
（10）高中压汽缸为合缸结构，高中压外缸和高压内缸法兰为高窄法兰结构，保留汽缸夹层加热装置。高中压汽缸具有足够的强度，出厂前作水压试验，压力为工作压力的1.5倍；低压缸具有足够的刚度。
5.2.4 轴承及轴承座
（1）主轴承的型式确保不出现油膜振荡并防止转子运行不稳定的可能。各轴承的设计失稳转速避开额定转速25%以上，具有良好的抗干扰能力。
（2）检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。
（3）主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。提供可更换的轴承垫块、瓦套等。
（4）轴承为压力供油，且能保证排油畅通。任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65℃，该轴承回油管上有观察孔及温度计插座。
（5）测量轴承金属温度，使用埋入式Pt100三线制双支铂型热电阻，并将该热电阻的接线引至汽机本体接线盒。轴承维修时，热电阻能拆掉。
运行中各轴承设计金属温度不超过90℃，但乌金材料允许在110℃以下长期运行。
（6）推力轴承能持续承受在任何组合运行工况下所产生的双向最大推力
（7）轴承座上设置测量大轴弯曲，轴向位移、胀差和膨胀的监测装置。
（8）轴承座的适当位置上，装设测量轴承及大轴振动的装置，轴承座采用焊接结构。
（9）汽轮机高中压转子与低压转子的联轴器为与主轴整锻的型式。
（10）汽轮机采用电动盘车装置。
（11）给出汽轮发电机轴系各轴段的临界转速，临界转速避开工作转速的±15%的区间。
（12）轴承座为高强度轴承座。前轴承座座落在前座架上，并用纵向键定位，两侧配有滑动间隙的压板压住，以保证汽轮机中心一致。中轴承座内设有径向、推力轴承，在靠中轴承座的油挡低压端还设置一个安装用轴承，以便于安装支承之用，用后拆去。后轴承座为落地式布置。后轴承座内设置盘车装置，还设置低压缸相对膨胀指示器。
(13) 每个轴承座都设有挡油板，以防漏油。
5.2.5 主汽门、调速汽门、中压主汽门
（1）主汽门、调速汽门、中压主汽门严密不漏，能承受在主蒸汽、再热蒸汽管道上做1.5倍工作压力的水压试验。
（2）主汽门、调速汽门、中压主汽门的材质能适应与其相联接管道的焊接要求。主蒸汽、再热蒸汽管道、各阀门接头的焊接方法及坡口加工图。
（3）主汽门、调速汽门及中压主汽门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。
（4）提供主汽门、中压主汽门使用的临时性和永久性蒸汽滤网。
（5）机组启停中，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，设置金属温度测点。
5.2.6 油系统
（1）油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在起动、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及控制用油量。润滑油和控制油系统是分开的。
（2）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、顶轴油泵及顶轴油系统、2台100%容量的冷油器、管子、就地仪表等，满足每台汽轮发电机组所需附件，例如回油管上的窥视孔、温度计插座等。
（3）油箱容量的大小，已考虑到当厂用交流电失电的同时冷油器断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超过79℃，并保证安全的循环倍率。油箱的设计能满足油系统失火时尽快放油的要求。
（4）主油箱设置交流电动机驱动的抽油烟机和除雾器，其电机为防爆型。电加热器加热温度到40℃。提供电加热器及温控装置。
（5）油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管路等，彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。油系统所配用设备包括管路、附件、表计及一次门等均由卖方配套提供。
（6）所提供的热工仪表满足整个油系统（包括汽机）的监视控制要求。
（7）油系统的测温元件采用三线制双支型PT100铂热电阻。
（8）油系统尽量避免使用法兰连接，不使用铸铁附件及阀门。
（9）油系统法兰使用耐油石棉纸垫。不使用塑料垫、橡皮垫和石棉纸垫。
(10) 汽轮发电机组的润滑油系统的设计由卖方负责。
5.2.7 顶轴系统
（1）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。在机组盘车时或跳闸后都能顺利投入运行。
（2）顶轴泵为2台100%容量的高压泵，一台工作，一台备用，向汽轮机及发电机各轴承供油。
（3）顶轴油系统设置安全阀以防超压。
（4）顶轴油系统采用不锈钢管。
（5）顶轴油系统退出运行后，可利用该系统测定各轴承油膜压力，以了解轴承的运行情况。每一轴承顶轴油管路中配置逆止阀及固定式压力表。
（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。
（7）顶轴油系统所有设备、管道、附件及仪表由卖方设计并供货（包括发电机在内）。
5.2.8 盘车装置
（1）盘车装置是自动啮合型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，并能在正常油压下以足够的转速建立起轴承油膜。
（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，盘车装置正在运行而供油中断时能发出报警，以及当油压降低到不安全值时能自动停止运行。
（4）提供一套盘车装置，包括手动操纵机构和电动盘车装置及手动盘车装置、盘车控制箱。
5.2.9 轴封供汽系统
（1）轴封供汽系统是自动的，并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，轴封系统的汽源满足机组冷态起动和停机的需要。该系统设有轴封压力自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置。在低压缸汽封供汽管上还设有汽封减温器并可自动调温。
（2）高低压汽封系统分开布置，在启动和各种负荷运行时，都能各自自动调整其压力。（由DCS系统实现）
（3）轴封用汽可来源于抽汽、厂内辅助蒸汽及主蒸汽。轴封用汽汽源的参数，正常运行时见热平衡图，启动时见汽封系统图。
（4）设一台100%容量的轴封蒸汽冷却器。卖方对轴封蒸汽冷却器的面积、排气风
机容量以及管道系统进行校核，确保轴封系统不向外漏汽。
（5）卖方提供的两台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，两风机可互为备用。
（6）卖方提供的轴封用汽系统包括轴封汽源切换用的电动隔绝阀、减压阀、旁路阀和其他阀门以及滤网、仪表、减温设备和有关附属设备等。
（7）卖方提供轴封用汽系统图及系统说明书。
5.2.10 汽机本体疏、放水系统
（1）疏水系统的设计能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还能使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。
（2）系统包括（但不限于）下列各项：
（a）收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。
（b）汽轮机主汽门上、下阀座的疏水。
（c）汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。
（d）调节阀门，各抽汽管道上逆止门前的疏水。
（e）管道上低位点疏水。
（f）汽轮机疏水系统图。
（g）主汽门后主蒸汽管道、再热热段蒸汽管道疏水阀门。
（h）提供汽机本体疏水扩容器，其设计容量除考虑汽机本体疏水外，还考虑了主蒸汽、再热冷热段的管道疏水。
5.2.11 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。危急保安器有两个，一套为机械式、一套为电气式（AST）。机械式保护动作值为额定转速的110～112％，电动式保护动作值为额定转速的110％。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，并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。
（2）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。当汽轮机具备再次起动条件时，只有按照起动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。
（3）从危急保安器动作到主汽阀和中压主汽阀完全关闭的时间小于0.5秒。各级抽汽逆止门关闭时间小于1秒。
（4）汽轮机组分别在主控制操作盘上及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。
（5）汽轮机设有超速限制装置，以防止汽轮机甩全负荷发电机解列时的超速。
（6）汽机自动保护装置能在下列条件下关闭主汽门、调节汽门、中压联合汽门、紧急停机。
·汽机的转速超过危急保安器动作转速。
·真空低于制造厂给定的极限值。
·主蒸汽温度异常下降或上升。
·转子轴向位移超过极限。
·油箱油位低于极限值。
·润滑油压下降低于极限值。
·轴承金属温度超限时。
·汽机振动达到危险值。
·排汽缸温度超过极限值。
·转子胀差超过极限。
5.2.12保温和保温罩
（1）负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向买方提供图纸，说明及安装文件。
（2）在正常运行工况下，当环境温度为27℃时汽轮机保温层表面温度不超过50℃。
（3）按规程运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂家的要求。
（4）提供汽轮机整体化妆板(包括发电机及励磁机)。化妆板采用三维提供技术制造，外观整洁流畅，检修方便。
（5）提供所需的全部固定保温材料用的保温钩、支架等附件。
5.3 汽轮机本体仪表和控制
5.3.1 一般要求
（1）卖方向买方提供完整的资料，详细说明对汽轮机测量、控制、联锁、保护等方面的要求。卖方在设计汽轮机设备及其系统时，已考虑各种工况下的安全及合理的运行操作方式，提供足够的资料以说明对汽轮机的控制要求、控制方式及联锁保护等方面的技术条件和数据。
（2）提供详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的报警值及保护动作值。
（3）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
等都要详细说明其安装地点、用途型号规范。特殊检测装置提供安装使用说明书。
（4）随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国家现行标准，选择符合控制监视系统的要求的成熟产品。无论什么情况下，均不配供含水银等有毒物质的仪表以及国家宣布淘汰的产品。
（5）汽机本体所有测点设在介质稳定且具有代表性和便于安装的位置，并符合有关规定。
（6）就地测温采用热电偶或热电阻，其长度满足安装维修的要求，所有本体、管道上的温度测点底座和压力取压短管均预留配置。
（7）汽轮机满足自启停及调频调峰的要求。
（8）汽轮机金属壁温测量提供铠装热电偶，其长度足够，以便于安装检修。
（9）随机配供的所有测温元件均为双支分列绝缘型，K分度，热电阻为三线制PT100铂热电阻。
（10）汽轮机所供的调节阀、电动门等选用有成熟的运行经验的产品，保证其可控性，以满足热工调节控制的要求。
（12）保证其所供热控设备的可靠性。
5.3.2 热工检测
（1）汽轮机本体温度测点留有插座，对压力测点及汽水分析取样则带一次门。
（2）汽轮机壁温测点，有明显的标志，并提供便于安装检修的措施。
（3）随汽轮机本体提供的所有热工仪表均单独接线，引至汽机本体接线盒。
（4）从汽轮机本身的安全出发，提出汽机启停及正常运行对参数监视控制的要求。
(5) 系统配供的压力表采用防震型RB-150不锈钢压力表
5.3.3 热工保护及控制
汽机安全监测仪表系统（TSI），卖方配供生产的本特立3500系列产品。
(a) 监测项目齐全、性能可靠，与机组同时运行。
(b) 配用安全监测保护装置，该装置与机组所使用的信号，由卖方负责协调解决，
使保护系统具有统一性和完整性。保护装置及其输出到指示仪表的信号准确可
靠。
(c) 可提供4～20mA统一输出信号。
(d) 控制、报警、保护等接点输出、能各送出2付无源接点，容量为～220V，3A。
(e) 该装置留有与汽机电调、DCS、常规保护、旁路保护等需用的接口。
(f) 该装置包括如下功能，但不限于此：
·转速测量。具有零转速及系统必要的转速报警联锁接点输出; 可连续指示、记录、报警，并留有DEH、ETS转速探头安装位置。
·轴承振动。按机组轴承数装（包括发电机），测量绝对振动和相对振动值，可连续指示、记录、报警、保护。
·轴向位移。通过一点对大轴位移进行监测，可连续指示、记录、报警、保护等。
·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。
·轴偏心。监测转子的弯曲值，可连续指示、记录、报警、保护。
·汽缸膨胀。测量各汽缸左、右侧的胀缩值，并可进入DCS。
·键相。提供相位信号。
(g) 引起停机的项目轴位移采用双通道测量。
(h) 提供一套完整的包括一次元件、转换器、机架、预制电缆在内的TSI系统。
5.3.4 仪表和控制设备选型原则
(1) 对于所采用的压力开关、差压开关、温度开关、流量开关等设备，全部采用进口设备。
(2) 所采用的控制器、电动执行机构、控制开关和控制继电器等，采用优质技术型产品。
5.4 随机供应的阀门要求：
5.4.1 本协议书中包括了汽机本体及附属设备所使用各种阀门，卖方配供的阀门均符合国标，或ANSIB1
6.34，ANSIB31.1以及AWWA标准。
5.4.2 阀门的选用等级及工作参数根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准。
5.4.3 所有阀门及附件都操作灵活，开启、关闭速度稳定。
5.4.4 用于压力表和压差表的一次门是球型阀，水位仪表的一次门用闸阀，以便于清洗水位计和连接管。
就地排气或疏水阀是塞形阀和球形阀。
对压力较高的疏水管和仪表管使用的一次门，设两只隔绝阀。
5.4.5 所有控制用调节阀，均提供电动或气动装置接线图、调节特性曲线及配备有关附
件，并提供调节特性参数表和设备图纸。
5.4.6 用于油系统的阀门内壁均不涂漆，而采取其他防腐措施。
5.4.7 为防止电动或汽动阀门在开启或关闭时过调，所有阀门部都设置过力矩开关和终端开关，并在开闭方向上各有两对常开、闭接点。
5.4.8 每只阀门都带有就地开关设备，还在阀门上明确标明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。
5.4.9 真空系统的阀门具有可靠的密封性。
5.4.10 抽汽管道上按有关规定设置逆止阀，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采用强迫关闭式。
5.4.11 凡是由于热力过程的需要、起动或停机时经常操作、安装位置工作条件很差、以及公称压力大于2.45MPa(a)公称直径大于300mm的阀门、公称压力小于0.98MPa(a)公称直径大于600mm的阀门，均设有电动或气动操作机构。
5.4.12 汽轮机本体供货范围内的其它所有调节阀、二次疏水阀采用国内优质产品。
5.5 材料
5.5.1 根据技术要求选择适用的汽机本体及辅机制造材料是卖方的责任。按有关国标或有关卖方选用的标准（如ASTM，AISI，ASME，SAE等标准）标出材料型号，当没有这些牌号时，标明材料制造厂家，材料的物理特性、化学成份。
5.5.2 提供材料检验记录的副本。
5.5.3汽轮机零部件的材料根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等的要求，合理选用材质制造。
5.5.4卖方提供其正式图纸内的各类管材、管件、支吊架等附件，并提供材质说明。
5.6 安装和检修的要求
5.6.1 随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。
5.6.2 在汽缸、阀门和导汽管外壳上设置手柄、挂耳或其它装置；重量超过20公斤的汽轮机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，另配置起吊，卸放和支承装置，以便于安装和检修。
5.6.3 汽轮机配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。并配有能固定在转子上用来找中心的专用工具。
5.6.4 汽轮机径向汽封，端部汽封（适当采用蜂窝汽封）和隔板汽封的结构能调整间隙。
5.6.5 汽轮机汽缸等重要部件，设有用以进行部件金属材料性能试验的取样部位。