附件4
焦作电厂上大压小异地扩建工程
2×660MW汽轮机设备（含凝汽器及低压加热器）
技术协议
买方（买受人）：国网能源开发有限公司北京物资分公司
焦作电厂
设计单位：河南省电力勘测设计院
卖方（出卖人）：东方电气股份有限公司
二〇一二年七月
签字页:
买方: 国网能源开发有限公司北京物资分公司
焦作电厂
代表:
日期:
设计院: 河南省电力勘测设计院
代表:
日期:
卖方: 东方电气股份有限公司
代表:
日期:
目录
附件1 技术规范 (1)
附件2 供货范围 (99)
附件3 技术资料和交付进度 (124)
附件4 交货进度 (138)
附件5 监造、检验和性能验收试验 (139)
附件6 技术服务和联络 (147)
附件7 分包商/外购部件情况 (150)
附件8 大件部件情况 (151)
附件1 技术规范
1.总则
1.1 总的要求
1.1.1 本技术规范书适用于焦作电厂上大压小异地扩建工程超超临界燃煤机组的凝汽式汽轮机及其附属设备。本技术规范书的供货范围包括汽机本体及其附属设备、凝汽器、低压加热器。它提出了设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.1.2 技术规范书所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，卖方保证提供符合本技术规范和工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务。对国家有关安全、环保、消防等强制性标准满足其要求。
1.1.3 卖方执行本规范书所列要求、标准，本技术规范书中未提及的内容均满足或优于本技术规范书所列的国家标准、电力行业标准和有关国际标准。本技术规范书所使用的标准如与卖方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。当本技术规范书中所提及的标准已修订时，以修订后版本执行。
1.1.4 买方有权提出因规程、规范和标准发生变化而产生的一些补充修改要求，卖方遵守这些要求，且不另取费。买方在初步设计阶段对系统进行的各项优化，卖方应积极配合，提供所需的相关资料（热平衡图等），在不增加设备情况下不影响商务费用。
1.1.5 卖方应根据工程进度及时提供合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等执行标准清单给买方，买方确认。标准为最新版本。
1.1.6 在签订合同之后，买方保留对本技术规范书中提出补充要求和修改的权力，卖方承诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由卖方、买方双方共同商定。
1.1.7 本技术规范书经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同具有同等的法律效力。本技术规范书中未尽事宜，由买、卖双方协商确定。
1.1.8 卖方提供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，卖方保证买方不承担有关设备专利的一切责任。
1.1.9 删除。
1.1.10 卖方提供高质量的设备，这些设备是成熟可靠、技术先进的产品，对本供货范围中的设备成套系统内设备（含辅助系统与设备、附件等）负有全责，包括分包（或对外采购）的设备和零部件。卖方对于分包设备和主要外购零部件推荐至少3家产品（至少包括买方基本方案所列），最终由买方选择并确认，不引起商务价格变化。
1.1.11 卖方至少具有国内4台套超超临界660MW及以上机组的汽轮机运行业绩。
1.1.12 本工程采用KKS标识系统，编码范围包括卖方所供系统、设备、主要部件和构筑物等由设计院统一协调，深度到元件级。卖方在设计、制造、运输、安装、试运及项目管理等各个环节使用KKS编码。卖方在签订合同后提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识有KKS编码。系统的编制原则由买方提出，具体标识由卖方编制提出，在设计联络会上讨论确定。
1.1.13 本技术规范中涉及有关商务方面的内容，如与订货合同的商务部分有矛盾时，以商务部分为准。
1.1.14卖方提供的技术资料等应使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。
1.2 工程概况
1.2.1 工程简介
本工程由国网能源开发有限公司投资建设，焦作电厂负责建设。本期工程建设规模为2×660MW超超临界燃煤机组。燃煤采用河南省本地煤矿、山西省晋东南矿区等地原煤和内蒙烟煤，内蒙烟煤来煤采用铁路运输；山西省晋东南矿区来煤采用铁路、公路运输。补充水源采用焦作地区污水处理厂处理后的中水，备用水源采用矿井疏干水；生活水源采用当地自来水。工程同步建设烟气脱硫和脱硝装置。工程拟计划2012年12月开工，2015年1月第一台机组投产，2015年5月第二台机组投产。
1.2.2 厂址简况
本工程厂址位于河南省焦作市修武县郇封镇；厂址位置西距焦作市区约21km、西南距修武县城约6km。厂址区域西侧紧靠葛庄至常庄公路，南侧距新月铁路约1300m，西北距东新庄约300m，东侧距江营1km。大沙河由西向东流经厂址北侧约2.5km。厂区主厂房零米标高初步确定为80.80m（1985年国家高程基准系，下同）。
1.2.3 交通运输条件
a）铁路运输：焦作境内有太焦铁路、焦柳铁路、新月铁路、月侯铁路等从北部横贯东西；东与京广铁路相连，西南与陇海铁路相接；有月山、待王两个较大的货运编组站。本工程厂址位于新月铁路路线以北约1.3km。电厂铁路专用线考虑从修武车站接轨，修武车站位于厂址西约6km处。电厂铁路专用线至电厂厂址西部，与厂区相隔葛庄至常庄公路。
b）公路运输：焦作境内的主要公路除有郑焦晋高速公路、焦温高速公路、新济高速公路纵横交错外，还有焦克公路、博晋公路、新济公路等多条省道及县乡道路，共同形成了体系完整的公路交通运输网络。本工程厂址西侧紧靠葛庄至常庄公路，该段公路为县乡公路，沥青路面，路况较好，车流量也不大；公路南端在葛庄乡与焦作到新乡的省道S308相交，并在通过新月铁路处设有下穿式立交。电厂进厂道路从葛庄至常庄公路引接，进厂道路总长约300m。
1.2.4 工程地质
工程厂址场地地貌上处于太行山山前冲洪积缓倾斜平原中下部，地形平坦，地势开阔。地面自然高程79.03～79.63m。场地内地基土主要由第四系冲洪积的粉质粘土、粉土和粉细砂组成。
场地地下水为第四系松散层孔隙潜水。勘测期间，地下水稳定水位埋深0.90～1.30m，水位标高78.00～78.63m。经调查，地下水水量较丰富，水位变化与大气降水密切相关，一般年变幅在2～4m左右。地下水对混凝土结构具弱腐蚀性；当基础长期浸水时，地下水对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；在干湿交替条件下，地下水对钢筋混凝土结构中的钢筋具中腐蚀性。
根据河南中原地震科技有限责任公司2010年1月编制的本工程场地地震安全性评价工作报告，工程场地50年超越概率10%的水平地震动峰值加速度为180.10gal(0.184g)，相应的地震基本烈度为7度，设计地震分组为第一组。场地土类型为中软场地土，建筑场地类别为Ⅲ类，处于对建筑抗震不利地段。
1.2.5 水文气象
1.2.5.1 修武县气象站特征值及风频玫瑰图
根据修武县气象站实测的长系列资料（1960～2008年），统计得出各气象参数见表1.2.5.1-1。全年风向频率玫瑰图见图1.2.5.1。
表1.2.5.1-1 修武气象站各气象参数统计表
风频比例
1%
19%W S
E
N
全年19
113411762446612651修武（全年）风向频率玫瑰图
时段
风向
频率值
(%)C
NNW
NW
WNW W
WSW
SW
SSW
S
SSE
SE
ESE
E
ENE
NE
NNE
N
图1.2.5.1 修武全年风向频率玫瑰图
1.2.5.2 多年各月平均温、湿、压等气象要素
经对修武气象站1960～2008年连续49年的观测资料的统计计算，多年各月平均气温、相对湿度、气压、降水量及蒸发量成果见下表：
表1.2.5.2 修武气象站累年各月各气象要素统计表
1.2.5.3 30年一遇设计最低气温
经对修武气象站1960～2008年连续49年的历年极端最低气温观测资料的统计计算，30年一遇最低气温为：-19.5℃。
1.2.5.4 设计风速、风压
由于县级气象站自记风速观测仪的使用时间较短、自记与定时平行观测资料不足，本工程采用焦作气象台1959年至2000年共连续42年的年最大风速观测资料，进行设计风速及基本风压计算。成果见表1.2.5.4。
表1.2.5.4 设计风速、基本风压成果表
1.2.5.5 P=10%湿球温度
经对修武气象站最近连续五年（2004～2008年）夏季6、7、8三个月的日平均湿球温度的统计计算，得出P=10%湿球温度为26.0℃。所相应的气温、湿度、气压、风速见表1.2.5.5。
表1.2.5.5 P=10%的湿球温度(26.0℃)所相应气象要素
1.2.5.6 雪荷载
根据《建筑结构荷载规范（GB50009-2001）》（2006年版）查全国各城市雪压表，得到焦作地区50年一遇雪荷载为0.35kN/m2，100年一遇雪荷载为0.40kN/m2。
1.3 电厂大件运输
由卖方根据本项目厂址交通运输条件选择合理的运输方案，提出大件运输路径及方案。合同文件中说明大件运输方案及相应的费用。
1.4 水源及冷却水系统
电厂补给水源拟采用城市中水，由康达环保水务有限公司二厂（即焦作市污水处理厂二期）+康达环保水务有限公司三厂（即焦作市污水处理厂三期）+修武县市政污水处理厂联合供给，中水备用水源采用新河煤矿矿井排水；生活水由郇封镇水利站供给。电厂本期最大补充水量约2600m3/h。
循环冷却水质主要指标预计如下（暂定，最终以工程初步设计审定的浓缩倍率和水质资料为准），汽轮机本体附属设备如需冷却水，其冷却器选择TP317L不锈钢材质。冷却水水压为0.3～0.6MPa.g，进口设计水温为38oC。
pH值： 8.0～10.0
氯离子（mg/L）：1000～1500
硫酸根离子（mg/L）：1500～2000
溶解固形物（mg/L）： 4500～5500
悬浮物（mg/L）： 30～70
活性硅（mg/L）： 50～70
1.5 设备使用条件
1.5.1 机组运行方式：定--滑--定或定--滑方式运行
1.5.2 负荷性质：带基本负荷并有调峰运行的能力
1.5.3 机组布置方式（暂定）
汽轮机为纵向顺列布置，机头朝向固定端。机组扩建方向为右扩建，从汽轮机向发电机看加热器在左侧布置。
1.5.4 机组安装检修条件
运转层为大平台结构，在两机组中间，设运转层至零米的检修起吊孔。机组运转层标高13.7m（暂定）。
1.5.5 凝汽器设计背压
双背压4.4/5.4kPa(a)，平均背压4.9kPa(a)，循环水进口在电机侧（暂定）。
1.5.6 厂内压缩空气
压力：0.4～0.7MPa.g
含油量：≤3ppm
气体含尘颗粒直径：≤3μm
在排气压力下露点不高于-20oC
悬浮物（mg/L）：100
1.5.7 辅机冷却水
闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却工质，对水质要求较高的设备供冷却用水，水压0.3～0.9MPa.g，进口设计水温为40oC。开式循环冷却水系统的一部分供水取自凝汽器循环水进水管，直接向汽轮发电机组润滑油冷却器、发电机定子水冷却器、机械真空泵冷却器供水，回水至冷却水塔，水压为0.2～0.3MPa.g，进口设计水温为38oC。另一部分需要升压的开式循环冷却水系统的供水也取自凝汽器循环水进水管，经开式水泵升压后向发电机氢气冷却器、闭式循环冷却水热交换器等设备供冷却水，回水到循环水回水管，水压为 0.3～0.7MPa.g，进口设计水温为38oC。
1.5.8 厂用电系统电压
中压系统为6kV、三相、50Hz，中性点经电阻接地；额定值200kW及以上电动机所采用的额定电压为6kV。
低压厂用电系统采用380/220V，中性点直接接地。额定值200kW以下电动机（Y2/YB2系列）的额定电压为380V。低压厂用电系统采用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。
直流控制电压为110V，来自110V直流系统，电压允许变化范围从93.5～121V。
直流动力电压为220V，来自220V直流系统，电压允许变化范围从192.5～247.5V。
1.6 主要技术规范
1.6.1 铭牌功率： 660 MW
1.6.2 汽轮机型式：超超临界、单轴、一次中间再热、四缸四排汽、凝汽式汽轮机1.6.3 主要参数
高压主汽阀前主蒸汽额定压力 25MPa(a)
高压主汽阀前主蒸汽额定温度600℃
中压主汽阀前再热蒸汽额定温度600℃
设计背压双背压4.4/5.4kPa(a)，
平均背压4.9kPa(a) 最终给水温度285.5℃（暂定）
转速 3000r/min
旋转方向(从汽轮机向发电机方向看) 逆时针
回热加热级数：8级
最大允许系统周波摆动47.5～51.5 Hz
1.6.4 从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置，汽封管路为左侧布置（暂定）。
1.6.5机组设有30%高、低压二级串联简化旁路 (根据系统及机炉最终匹配参数确定)。
1.6.6 给水泵配置（暂定）：2×50%BMCR汽泵＋1×30%BMCR电动启动泵（满足启动及稳压吹管的要求）, 卖方提供启动阶段电动给水泵切换到汽动给水泵负荷工况的热平衡图。
1.6.7 高压加热器给水系统采用大旁路系统，事故情况下，高加全部解列；低压加热器凝结水系统采用小旁路系统。
1.6.8本技术规范中压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力。未标注的为表压。
1.7 设计条件
1.7.1 回热系统为具有一次再热与三级高压加热器（内设蒸汽冷却段和疏水冷却段），一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。
1.7.2 第四级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机、驱动引风机汽轮机及厂用
辅助蒸汽系统。驱动给水泵汽轮机和驱动引风机汽轮机的备用汽源采用冷再热蒸汽。启动初期供汽由启动锅炉来汽。
1.7.3 进入汽轮机蒸汽品质如下：
钠≤3μg/kg
二氧化硅≤10μg/kg
氢电导率（25℃）≤0.15μS/cm
铁≤5μg/kg
铜≤2μg/kg
1.8 设计制造技术标准
1.8.1 汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为：
1.8.1.1 凡按引进技术或技术支持方设计制造的设备，按引进技术或技术支持方相应的标准如ASME等规范和标准及相应的引进公司或技术支持方和其所在国的规范和标准进行设计、制造和检验。
1.8.1.2 在按引进技术标准设计制造的同时，还满足最新版的国家标准和相关行业相应标准规范。
1.8.1.3 在按引进技术标准设计制造的同时，还满足有关安全、环保及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。
1.8.1.4 如果本技术规范中存在某些要求高于上述标准，则以本技术规范的要求为准。
1.8.1.5 在不与上述标准、规范（规定）相矛盾的条件下，可以采用行业标准。1.8.1.6 现场验收试验，凡未另行规定的，均按照ASME 试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASME PTC6最新版(Alternative test) ，蒸汽的性能取自Ernst.schmidt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的SI-单位制0～800℃，0～100MPa的水和蒸汽特性图表。
1.8.2 卖方设计制造的设备可执行下列标准的要求：
AISC 美国钢结构学会标准
ANSI 美国国家标准
AISI 美国钢铁学会标准
ASME 美国机械工程师学会标准
ASTM 美国材料试验学会标准
AWS 美国焊接学会
AWWA 美国水利工程学会
HEI 热交换学会标准
NSPS 美国新电厂性能（环保）标准
DIN 德国工业标准
BSI 英国标准协会
IEC 国际电工委员会标准
IEEE 国际电气电子工程师学会标准
ISO 国际标准化组织标准
NERC 北美电气可靠性协会
NFPA 美国防火保护协会标准
PFI 美国管子制造局协会标准
SSPC 美国钢结构油漆委员会标准
GB 中国国家标准
SD （原）水利电力部标准
DL 电力行业标准
JB 机械部（行业）标准
JIS 日本工业标准
NF 法国标准
1.8.3除上述标准外，卖方设计制造的设备还满足下列规程的有关规定（另有规定的
除外）：
DL/T5210.5-2009国家发改委《电力建设施工质量验收及评价规程》（第三部分：汽轮发电机组）
DL/T5210.5-2009国家发改委《电力建设施工质量验收及评价规程》（第四部分：热工仪表及控制装置）
DL/T5210.5-2009国家发改委《电力建设施工质量验收及评价规程》（第五部分：管道及系统）
DL/T5437-2009 国家发改委《火力发电建设工程启动试运及验收规程》
DL612-1996 原电力部《电力工业锅炉压力容器监察规程》
GB50660-2011国家标准《大中型火力发电厂设计规范》
《电站汽轮机技术条件》DL/T892-2004
DL/T 711-1999 电力部《汽轮机调节控制系统试验导则》
DL/T824-2002 电力部《汽轮机电液调节系统性能验收导则》
DL/T 641-2005国家发改委《电站阀门电动执行机构》
DL/T 642-1997 电力部《隔爆型阀门电动装置》
DL/T 834-2003 电力部《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》
电力部《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》1996版
原电力部《火电工程启动调试工作规定》1996版
电力部《火电工程调整试运质量检验及评定标准》1996版
《固定式发电用汽轮机规范》GB/T5578-2007
国标《火力发电厂与变电所设计防火规范》 GB50229-2006
国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》
此外，DEH系统中电子控制装置的设计、制造、检验、和测试符合下列组织公布的现行标准和规范：
美国国家标准局/美国防火协会（ANSI/NFPA）
ANSI/NFPA 85 国家电气规范
美国电气和电子工程师协会（IEEE）
ANSI/IEEE 472 冲击电压承受能力试验导则（SWC）
ANSI/IEEE 488 可编程仪表的数字接口
美国电子工业协会（EIA）
EIA RS-232-C 数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据交换的数据通讯设备之间的接口
美国仪器协会（ISA）
ISA IPTS 68 热电偶换算表
ISARP55.1 数字处理计算机硬件测试
美国科学仪器制造商协会（SAMA）
SAMA PMS 22.1 表和控制系统的功能图表示方法
美国保险商实验室（UL）
UL 1413 电视用阴极射线管的防内爆
UL 44 橡胶导线、电缆的安全标准
国际电工委员会（IEC）
IEC TC 529 基础安全标准：外壳防护等级的分类
1.8.4 卖方提供设计制造中所采用的规范、规程和标准的清单。
1.8.5 删除。
1.8.6 如果上述标准之间有矛盾时，按较高标准执行。
2.技术要求
2.1 汽轮机本体性能要求
2.1.1 汽轮发电机组能在下列条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出功率660MW （当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率），此工况称为铭牌工况（TRL），此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况。
1）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
2）低压缸排汽平均背压为11.8kPa(a)；
3）补给水量为1.5％；
4）所规定的给水温度；
5）全部回热系统正常运行，但不带调整抽汽，不带厂用辅助蒸汽；
6）汽动给水泵满足额定给水参数，考虑引风机汽轮机的功率；
7）发电机效率98.9％，额定功率因数0.90，额定氢压（由发电机厂家提供）。
2.1.2 汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）称为最大连续功率（TMCR）。
1）额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
2）低压缸排汽平均背压 4.9 KPa(a)；
3）补给水量为0％；
4）所规定的给水温度；
5）全部回热系统正常运行，但不带调整抽汽，不带厂用辅助蒸汽；
6）汽动给水泵满足规定给水参数，考虑引风机汽轮机的功率；
7）发电机效率98.9％，额定功率因数0.90，额定氢压（由发电机厂家提供）。
2.1.3 汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同2.1.2时，汽轮机的进汽量不小于105％的铭牌工况（TRL）进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况。
2.1.4 当机组功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）为660MW时，除进汽量以外其它条件同2.1.2时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。
2.1.5汽轮发电机组能在高压加热器全部停运时，除进汽量及部分回热系统不能正常运行外，其它条件同2.1.2时保证机组能输出铭牌功率。机组在任何一台或一组低压加热器停用，其它条件同2.1.2时，能输出铭牌功率。机组在带厂用辅助蒸汽，其它条件同2.1.2时，能输出铭牌功率。带厂用辅助蒸汽工况按汽轮机组输出铭牌功率允许的最大抽汽量考虑，厂用辅助蒸汽抽汽点分别按在高压缸排汽（不小于100t/h）、四段抽汽（不小于80t/h）、五段抽汽(厂用辅助蒸汽量不小于50t/h）。（注：高压缸排汽与4段5段抽汽不同时出现）。
2.1.6 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：
1）汽轮机轴系，能承受发电机及母线突然发生两相或三相短路或线路单相短路快速重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。
2）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。
3）汽轮机并网前能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。
4）汽轮机能在低压缸排汽温度不高于79℃下长期运行。
2.1.7 卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，明确规定如下:
1）汽轮机排汽温度限制
3）允许机组主蒸汽和再热蒸汽参数运行范围限制（详见2.1.12）
4）主蒸汽及再热蒸汽两根管道中蒸汽参数允许偏差（详见2.1.13）
5）机组振动允许范围：
轴振双振幅相对振动值：报警0.125mm，停机：0.25 mm；
轴承振动值：报警0.05mm。
6）机组在高背压下允许运行限制：报警:19.7 kPa(a)，停机：25.3 kPa(a)。
7）机组处于电动机工况允许运行时间：不超过1min。
8）机组超速保护：停机：3270r/min(机械)、3300r/min(电子)。
9）凝汽器真空低保护：同背压允许运行限制。
10）轴向位移大保护：报警：≥+0.6 mm或≥-1.05 mm，停机：≥+1.2 mm或≥-1.65 mm
11）轴承润滑油压低保护：报警：103 kPa.g，停机：69 kPa.g
12）汽轮机抗燃油压低保护：报警：9.2 MPa.g，停机：7.8 MPa.g
2.1.8 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不少于30年，在其寿命期内能承受下列工况，总的寿命消耗不超过75%。
1）冷态启动（停机超过72小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40％）
200次2）温态启动（停机在10至72小时之间，汽缸金属温度约在该测点满负荷值的40％至80％之间） 700次3）热态启动（停机不到10小时，汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80％）
3000次4）极热态启动（机组脱扣后1小时以内，汽缸金属温度接近该测点满负荷值）
150次5）负荷阶跃＞10％额定负荷(THA) 12000次
机组寿命消耗的分配数据表如下：
2.1.9 汽轮机运行模式：
2.1.9.1 机组商业运行后，年利用小时数不小于6500小时，年运行小时数不小于7800小时。强迫停机率＜2％，强迫停机率计算公式：
强迫停运小时
强迫停机率＝×100％
运行小时＋强迫停运小时
2.1.9.2 机组运行模式符合以下方式：
负荷每年小时数
100％4200
75％2120
50％1180
40％300
2.1.9.3 卖方超超临界机组两次大修之间的间隔不小于6年。
2.1.10 机组的允许负荷变化率为：
1）在50％～100％TMCR负荷范围内不小于5％/每分钟
2）在30％～50％TMCR负荷范围内不小于3％/每分钟
3）30％额定负荷（THA）以下不小于2％/每分钟
4）允许负荷阶跃＞10％额定负荷（THA）
2.1.11 机组在寿命期间内能在周波47.5～51.5Hz的范围内持续稳定运行，机组在
寿命期内的周波允许变化范围及允许运行的时间见下表。
下：（DL/T 1040-2007电网运行准则）
受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形，而且还能承受非同期误并列的冲击。
从额定工况下的稳定温度起始，能够承受1.5倍额定定子电流下运行至少1分钟。
主变高压侧误并列，其寿命期内120?为2次，180?为5次。
轴系扭振固有频率和疲劳寿命损耗分析报告，包括下列数据：
发电机出口三相或两相短路时，故障持续时间为1s的疲劳损耗最大值1%。
线路单相快速重合闸不受限制。
机组带励磁失步允许运行时间为20个振荡周期。
卖方提供系统故障后线路单相和三相故障误并列时，对汽轮机发电机组轴系疲劳寿命的消耗的研究报告，供买方审查。有关系统资料买方及设计院予以配合。
系统容量与连接：
汽轮发电机组各部件结构强度能承受在额定负荷和105%额定电压下其端部任何形式的突然短路故障，且具有承受与其相连接的高压输电线路断路器单相重合闸的能力，并进行轴系应力计算，卖方承诺长输电线路加串联补偿装置后，汽轮发电机组轴系不出现二次同步谐振问题。
2.1.12 从VWO工况到最小负荷，汽轮机能与锅炉协调运行，且能满足汽轮机启动
2#、4#汽轮机大修技术要求 甲方： 乙方： 甲方就2#、4#汽轮发电机组的所有标准项目大修和下列的特殊项目大修委托乙方进行工作，经甲、乙双方协商，达成协议如下： 一、大修重点项目的质量标准： （一）2#、4#汽轮机大修重点： 1、若更换轴封，质量标准见汽轮机安装使用说明书。 2、消除调速系统漏油缺陷，使各处无任何渗漏痕迹。 3、推力间隙达到汽轮机安装使用说明书要求，满负荷时，各瓦块温度达到电力建设施工及验收技术规（汽轮机组篇）标准。 4、阻汽片间隙：调节级1.0－1.5mm，压力级1.5－2.0mm，隔板阻汽片检查。 5、检查汽缸结合面、高压调节汽室结合面是否漏汽，必要时进行处理，符合要求。 6、电磁阀动作不泄油，解体检修。保证能够正常动作。 （二）2#、4#发电机大修项目重点及标准要求： 1、发电机转子抽装 2、按标准规进行2#、4#发电机及1#主变的预防性试验及保护试验，并出具试验报告。 3、转子抽出后按标准对定子、转子进行清灰检查 4、对解体发电机检查有异常的部位按相关标准要求进行处理 二、汽轮机大修标准项目的质量标准： 1、汽缸检修质量标准： 1.1汽缸结合面不漏汽，汽缸疏水导管无漏汽痕迹，质量保证期要在一个大修期（3年）。 1.2汽缸结合面及汽缸洼窝清扫干净。 1.3汽缸法兰螺栓丝扣完整无毛刺，与螺栓配合灵活无松动。 1.4上下汽缸无裂纹、无损伤，汽缸水平横向坡度≤0.01mm/m。 1.5汽缸无任何异物杂质，各疏排水孔要畅通。 1.6汽缸结合面的涂料一定要均匀，无杂质，涂层厚度为0.2－0.5mm。 1.7滑销系统中各处滑销无锈蚀，表面光滑，间隙均匀，清理干净，涂铅粉后安装。 1.8滑销系统中的各处间隙值按汽轮机安装使用说明书的标准进行。 2、汽封检修质量标准： 2.1汽封体、汽封环及洼窝清扫干净。所有汽封片完整无损伤 2.2前汽封齿与汽封环之间的径间隙为0.15－0.2mm。 2.3隔板汽封齿与汽封环之间的径间隙0.25－0.3mm。 2.4后汽封齿与汽封环之间的径间隙0.15－0.2mm。 2.5汽封环安装后应灵活无卡涩。 3、转子检修质量标准： 3.1调整后通流部分动静间隙值应符合汽轮机安装使用说明书要求。
2χ12MW焦炉煤气发电工程 汽轮机设备订货 技 术 协 议 目录 第一章工厂技术条件 第二章技术参数 第三章汽轮机技术性能 第四章汽轮机结构说明 第五章汽轮机供货范围 第六章发电机技术要求 第七章汽轮机备品备件及随机工具 第八章图纸资料 第九章技术标准 第一十章技术服务 第十一章其它 总则 （以下简称买受方）煤气发电项目，安装2台75t/h焦炉煤气锅炉，配套2台12MW的次高温次高压抽凝式汽轮发电机组，本技术协议提出了汽轮发电机组的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术协议要求。 本技术协议所提出的是最低限度的技术要求，并未对所有技术细节作出明确规定，也未充分引述有关标准、规范中的条文。出卖方应保证提供符合本技术协议和工业标准的优质产品。 如出卖方没有以书面形式对本技术协议的所有条文提出异议，那么买受方可以认为出卖方提供的产品完全满足本技术协议的要求。 本技术协议所引用的标准如遇与出卖方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。合同签订后7天，出卖方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给买受方确认。 本设备技术协议书未尽事宜，由买受方、出卖方共同协商确定。
本技术协议经买受方、出卖方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。 1. 设计基础资料： 1.1. 汽机安装位置 设备安装在煤气发电站内。 1.2. 气象地质资料 第一章工厂技术条件 1、冷却水 循环水：进口压力：≤0. 2MPa 进口温度：正常25℃最高33℃ PH值 7～8 清洁系数 0.8 冷却水量 6400m3/h 2、电力: 动力电源：10000V 380V 50HZ 三相；220V 50HZ 单相； 事故电源：DC 220V ， DC 24V
汽轮机设备及运行讲义 (全部) -CAL-FENGHAI-(2020YEAR-YICAI)_JINGBIAN
第一篇汽轮机的结构与性能 第一章概述 第一节汽轮机的基本工作原理 汽轮机是一种以具有一定温度和压力的水蒸气为工质，将热能转变为机械能的回转式原动机。它在工作时先把蒸汽的热能转变成动能，然后再使蒸汽的动能转变成机械能。与其他热力原动机相比，它具有单机功率大、转速高、效率较高、运转平稳和使用寿命长等优点，在现代工业中得到广泛的应用。 一、汽轮机在热力发电厂中的作用 汽轮机的主要用途是作为热力发电用的原动机。在以煤、石油和天然气为燃料的现代 常规火力发电厂、核电站和地热电厂中，都采用以汽轮机为原动机的汽轮发电机组。其发 电量约占总发电量的80％左右。汽轮机的排汽或中间抽汽可以用来满足生产和生活的供热 需要。这种既供热又供电的热电联产汽轮机，在热能的综合有效利用方面具有较高的经济 性。由于汽轮机能够变速运行，故可以用它直接驱动各种泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨 等。在生产过程有余能、余热的各种工厂企业中，可以利用各种类型的工业汽轮机，使不 同品位的热能得到合理有效的利用，从而提高企业的节能和经济效益。 汽轮机必须与锅炉、加热器、凝汽器、给水泵等机械设备组成热力系统，才能进行工 作。热力发电厂是能量转换的工厂。锅炉将燃料化学能转换为蒸汽的热能，汽轮机将热能 转换为机械能，发电机将机械能转换为电能。因为我国原煤总产量居世界第一位，根据国 家的燃料政策，我国是以煤炭为主要燃料的国家，所以燃煤火力发电厂在目前及以后相当 长的时间内仍处于我国电能生产的主导地位。因此，作为原动机拖动发电机的汽轮机，显 然在我国电力工业中占有十分重要的地位。 二、汽轮机发展概况和我国汽轮机的发展特点 1．汽轮机的发展概况 汽轮机的发展大致经历了以下几个时期：1883年瑞典工程师拉瓦尔首先发明、制造了
中国石油化工股份有限公司长岭分公司 煤(石油焦)代油热电联产工程 CC50-9.20/3.92/1.08双抽冷凝式汽轮机 技术协议书 需方：中国石油化工股份有限公司长岭分公司 设计方: 中国联合工程公司 供方：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司 2006.4 ○、总则 本协议书适用于中国石油化工股份有限公司长岭分公司煤（石油焦）代油热电联产工程50MW汽轮机。 本协议书提出的是最低限度的技术要求，其中并未规定所有的技术要求和适用的标准。卖方提供一套满足本技术协议和所列标准要求的高质量全新的产品及其相应服务。 卖方须执行本技术协议所列标准，如有矛盾时按较高标准执行。 本协议作为合同的附件，与供货合同具有同等法律效力。在供货合同生效时，本协议随即生效，未尽适宜双方随时随时协商解决。 一、工程概述 中国石油化工股份有限公司长岭分公司拟建设一座全烧石油焦的热电联产电站，工程建设规模为1×260t/h高温高压循环流化床锅炉+1×50MW双抽凝汽式汽轮发电机组（配60MW发电机）,为本工程配套汽轮机设备即为此工程建设热电联产电站用的一台双抽凝汽式汽轮机。 二、气象资料及地震烈度 年平均气温（℃）： 16.5 连续最冷5天平均温度 最低4年的平均值（℃）:－4.52 最大积雪深度mm: 160
冰冻线cm 50 极端最高温度（℃）： 40.4 极端最低温度（℃）： -18.1 年平均相对湿度（％） 80 年平均降雨量（mm/a）： 1443.2 地震烈度：根据《中国地震动参数区划图》本项目拟建场地按基本烈度7度考虑。 三、汽轮机主要技术规格及参数： 汽轮机形式：双抽冷凝式 台数： 1 汽轮机型号：CC50-9.20/3.92/1.08 功率： 额定：50000 kW 最大：63000 kW 纯凝：50000 kW 转速：3000 r/min 转向：顺时针（顺汽流方向看） 主汽门前新蒸汽参数： 蒸汽压力：9.20 +0.2-0.3 MPa(a) 蒸汽温度：535 +5-10℃进汽量： 额定：311.1 t/h 最大：411.5 t/h 纯凝：192.93 t/h 1级工业可调抽汽参数： 抽汽压力： 3.92+0.3-0.2MPa(a) 抽汽温度：450 ℃ 额定抽汽量：80 t/h 最大抽汽量：120 t/h 2级工业可调抽汽参数： 抽汽压力： 1.08+0.2-0.2MPa(a) 抽汽温度：295 ℃ 额定抽汽量：60 t/h 最大抽汽量：90 t/h 排汽压力： 额定工况：<7 kPA(a) 纯凝工况：<8 kPA(a)
5MW汽轮机技术协议书 买方：柳州正菱鹿寨水泥有限公司 卖方：广西青汽电力工程技术有限公司 工程设计方：大连易世达新能源发展股份有限公司 2010年7月30日 自然条件 抗震设防烈度：里氏6级厂区海拔高度：105m 年最高气温极端最高温度：38.5℃ 年最低气温极端最低温度：0℃～0.9℃ 年平均气温年日平均温度：19.7℃ 年平均相对湿度最高相对湿度 最大风速0.58ｍ/ｓ 年降雨量年降雨量：1442.1mm、日最大降雨量：153.2mm 1. 设备名称及数量 本合同货物为驱动汽轮发电机用混压进汽式汽轮机，型号为BN5—2.29/0.2，计一套。 2. 汽轮机的主要技术参数(额定工况) 型式：背压式□补汽冷凝式√抽背式□凝式□ 型号：产品代号BN5—2.29/0.2 布置形式：双层 运行层标高：8.00 额定电功率：5000kw（发电机效率为96.5%,按电功率计） 顺汽流看汽轮机转向：顺时针 汽轮机转速：3000r/min 经济电功率：4500kw（发电机效率为96.5%,按电功率计） 最大连续安全运行电功率：5400kw（发电机效率为96.5%,按电功率计） 蒸气参数及要求： 新蒸气 压力：正常：2.29MPa(绝对,下同)最大：2.45MPa最小：2.09MPa 温度：正常: 365℃最大：385℃最小：335℃ 补汽压力 正常：0.2MPa 最大：0.3MPa 最小：0.15MPa 补汽温度 正常：150℃最大：165℃最小：饱和 排汽压力 正常：0.007MPa 最大：0.01MPa 最小：0.006MPa 冷却水水质：淡水√海水□ 温度：正常：25℃最高33℃ 压力：进口0.2MPa(g) 冷却水清洁系数：0.8 PH值：7～7.5 冷却水量≤2000t/h 补给水温度：18～35℃ 3.功率、汽耗率及运转率 1）功率、汽耗率单位：功率：kw，汽耗率：kg/kwh，汽量t/h 序号
第一章给水泵汽轮机结构及其原理 一、给水泵汽轮机热力系统的工作原理 给水泵汽轮机蒸汽由高压汽源或低压汽源供汽，高压汽源来自主汽轮机的高压缸排汽（即再热冷段的蒸汽），低压汽源来自主机第四段抽汽。蒸汽做功后排入主机凝汽器。给水泵汽轮机与给水泵通过齿形联轴器连接，驱动给水泵向锅炉供水。 二、给水泵汽轮机的常规设计 驱动给水泵的汽轮机本体结构、组成部件与主汽轮机的基本相同，主汽阀、调节阀、汽缸、喷嘴室、隔板、转子、支持轴承、推力轴承、轴封装置等样样俱全。 给水泵汽轮机的工作任务是驱动给水泵，必须满足锅炉所需的供水要求。因此，该汽轮机的运行方式与主汽轮机的大不相同。这些不同的特性集中体现在该汽轮机自身的润滑油系统、压力油系统和调节系统上。 三、岱海电厂的设备配置及选型 我公司给水泵汽轮机为杭州汽轮机厂生产的双汽源、外切换、单缸、反动式、下排汽凝汽式汽轮机。给水泵汽轮机正常运行汽源来自主汽轮机第四段抽汽，备用汽源来自再热冷段蒸汽，无论是正常运行汽源还是备用汽源，均由电液转换器来的二次油压控制进汽量。进汽速关阀与汽缸法兰连接，紧急情况下速管阀在尽可能短的时间内切断进入汽轮机的蒸汽。工作蒸汽经速关阀进入蒸汽室，蒸汽室内装有提板式调节汽阀，油动机通过杠杆机构操纵提板（阀梁）决定调节汽阀开度，控制蒸汽流量，蒸汽通过喷嘴导入调节级。备用蒸汽由管道调节阀控制，管道调节阀法兰连接在速关阀上，备用蒸汽经管道调节阀调节后相继通过速关阀，调节汽阀，然后进入喷嘴作功，这时的调节汽阀全开，不起调节作用。给水泵汽轮机的轴封蒸汽来自主机轴封系统；排汽通入主机凝汽器。保护系统配备机械式危急保安装置，用于超速保护和轴位移保护。两台给水泵汽轮机并联运行，可驱动每台锅炉给水泵50%BMCR的给水量；一台给水泵汽轮机驱动一台锅炉给水泵与一台30%BMCR容量的电动泵组并联运行，可供给锅炉100%BMCR的给水量；一台给水泵汽轮机驱动一台锅炉给水泵作单泵运行时，可供给锅炉60% BMCR的给水量。
拖动用背压式汽轮机B1.5-3.43/0.7 技 术 协 议 需方：xxxxxxxx有限公司 供方： 签订时间：二○一○年月日 供、需双方本着互惠互利的原则，经友好协商，需方将其8.5万吨项目热
电站拖动用背压式汽轮机B1.5-3.43/0.7设备（以下简称合同设备），交由供方设计、制造、组装和运输，为明确双方责、权、利，特制定以下技术条款，以资双方共同遵照执行。 第一条合同设备设计要求 （一）主要设计数据 1.额定功率： 1.5MW（轴功率按给水泵确定约1.1～1.4MW） 2.调速范围：3000～2000r/min 3.汽轮机形式：背压式 4.额定进汽压力： 3.43MPa 5.额定进汽温度：435℃ 6.排汽压力：0.7MPa 7.汽轮机调速范围：3000～2000r/min 8.布置形式：单层布置 9.拖动对象：150t/h-14.5MPa锅炉给水泵 （二）设计、制造、调试及验收主要标准 供方保证提供的合同设备为全新并符合行业标准及国家相关标准的产品，其设
除以上主要标准外，未列明的按相关国家及行业标准执行。第二条技术参数及要求
（二）其它技术要求 1.汽轮机采用电子-液压505调节方式，突然外停电时，可用手动调节。 2.采用电动盘车，并配置能手动盘车的机构。 3.润滑油、控制油的全部进、回油管路及管件采用不锈钢304材质,所有接口带配对法兰与连接件。所有与用户交接口按国标配管。 4.电控柜要求： 电控柜采用冷轧钢板制作，厚度为1.5mm。柜体颜色为国际灰（德国RAL 色卡,色号RAL7032），经酸化、磷化后喷塑处理。 5.油漆颜色及防腐要求： （1）汽轮机的油漆和防腐符合机械行业标准：汽轮机防锈技术条件和汽轮机油漆技术条件。 （2）外壳银灰色，稀油站整体颜色采用黄色（德国RAL色卡,色号RAL1021），安全罩颜色采用油菜黄色（德国RAL色卡,色卡色号RAL1021）。 6.其它技术要求按国家及供方相应的标准。 第三条合同设备性能、质量保证 （一）合同设备的性能保证： 1.汽耗率≤1 2.84 0+2% 2.振动值≤0.035mm （二）性能保证条件：汽轮机在设计参数条件下运行。 第四条供货范围 （一）汽轮机本体总成1套： 按国家规范及供方企业标准供货：从主汽门起至排汽口止的所有系统设备，包括汽轮机本体、调节系统（含调速器、电液转换器等）、保安系统、机油系统、电动盘车装置（带手动）、汽机本体内部连接的汽水管路等。 （二）稀油站总成1套。 （三）不锈钢进、回油管路及管件、轴封冷却器、所有设备对外接口配对法兰与连接件、监测仪表、电磁阀。 （四）汽轮机与给水泵之间的联轴器、安全罩。
火电厂汽轮机设备及运行 0-1 火电厂朗肯循环示意图 1-2 蒸汽在汽轮机中膨胀做功，将热能转换为机械能； 2-3 蒸汽在凝汽器中凝结成水； 3-4 给水在给水泵中升压； 4-1 工质在锅炉中定压加热。（4’-1’+2’-1 为一次再热式汽轮机在锅炉内的吸热过程） 第一章 概述 第一节 汽轮机的分类和国产型号 一、汽轮机分类 （一）按工作原理分 （1）冲动式汽轮机 （2）反动式汽轮机 冲动式汽轮机与反动式汽轮机比较 1. 反动级的汽流特点和结构特点 ? 反动级的反动度 ? 反动级的汽流特点 级的速度三角形左右对称，蒸汽在两种叶栅通道中流动情况基本（动叶栅用相对坐标系）。因此，静叶片和动叶片可采用同一叶型，简化了叶片制造工艺，且余速利用系数较高，提高了汽机的相对内效率。这样的静叶片和动叶片互称镜内映射叶片。 ? 结构特点 由于叶栅前后压差较大，为了减小轴向推力，不采用叶轮，而是将动叶装在转鼓的外缘上。与此相对应的隔板，也没有大幅面的隔板题，而是一个径向尺寸不大的内环，称之为持环。 反动级动静间的轴向间隙可取得大一些（一般为8—12mm)，轴向间隙增大使动叶进口处汽流趋于均匀，降低了汽流对叶片的激振力；且允许较大的胀差，对机组变负荷有利。 而冲动式汽轮机由于动叶入口速度高，一般级内的间隙均取得较小（如5—7mm ）。 2. 反动级与冲动级的效率比较 ? 叶栅损失 反动级动叶入口蒸汽速度低，蒸汽在动叶栅中为增速流动，且转向角度小，使附面层增厚 S T
趋势变小，既降低了叶型损失，也减小了端部损失。因此反动级的叶栅损失明显小于冲动级，这是反动级的最大优点。 ?漏汽损失由于反动级采用转鼓式结构，隔板内径较冲动级大，增大了隔板漏汽面积和漏汽量；同时由于动叶前后压差大，所以叶顶漏汽损失也增加。 3.整机的特点 ?喷嘴调节的反动式汽轮机调节级通常采用冲动级，以避免“死区”弧段漏汽损失太大； ?采用平衡活塞来平衡部分轴向推力，增加了轴封漏汽损失，这是反动式汽机的主要问题； ?在同样的初终参数下，反动式汽轮机的级数比冲动式多。但由于冲动级隔板较厚，所以整机轴向尺寸倒不一定长。 如上汽300MW，35级；东汽冲动式28级。 二）按热力特性分 （1）凝汽式汽轮机(N) 排汽进入凝汽器 （2）背压式汽轮机（B）排汽压力高于大气压力。一般用于供热，以热定电； （3）调整抽汽式汽轮机（C、CC) 可同时保证热、电两种负荷单独调节 （4）抽汽背压式（CB) （5）中间再热式能提高排汽干度；合理的选择再热压力还可提高平均吸热温度，提高朗肯循环效率。三）按主蒸汽参数分 （1）高压汽轮机主蒸汽压力6~10MPa； （2）超高压汽轮机主蒸汽压力12~14MPa； （3）亚临界汽轮机主蒸汽压力16~18MPa； （4）超临界汽轮机主蒸汽压力>22.2MPa 二、国产汽轮机型号 ΔXX——XX——X 例：N600—24.2／538／566 CC50-8.83/0.98/0.118 第二节N300-16.7/538/538汽机简介 亚临界、单轴、一次中间再热 双缸排汽 高压缸：1个单列调节级+11个压力反动级 中压缸：9个压力反动级 低压缸：2×7个压力反动级 给水回热系统：3高加+1除氧+4低加 末级叶片长度：869mm 额定新汽流量：907 t/h 保证净热耗率：7921kJ/kW.h 背压： 4.9kPa(进水温度20 ℃) 给水温度（TRL工况）：273 ℃ 2 ×50％容量的汽动给水泵+50%容量的启动及备用电动给水泵 热耗率保证 机组THA工况的保证热耗率不高于如下值：7572kJ/(kW.h) THA工况条件下的热耗率按下式计算不计入任何正偏差值） 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况： a) 汽轮机轴系，能承受发电机及母线突然发生两相或三相短路或线路单相短路快速重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩 b) 机组甩去外部负荷后带厂用电运行时间不超过1分钟 c) 汽轮机并网前能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要 d) 汽轮机能在低压缸排汽温度不高于80℃下长期运行。当超过限制值时，应投入喷水系统使温度降到允许的范
2009版N6-×××/××× 6MW凝汽式汽轮机 技术协议 (电调505) 买方：×××××××集团股份有限公司 卖方：青岛捷能汽轮机集团股份有限公司 设计方：×××××××××设计研究院 日期：××××年××月××日
目录 一．总则 二．概述 三．技术要求 四．汽轮机本体结构设计技术要求五、汽轮机润滑油系统 六热力系统 七、汽轮机调节控制及保护系统 八、保温及罩壳 九仪表电气控制要求 十、热控设备 十一、仪表供货范围 十二、制造、试验和验收 十三、供货范围 十四、技术资料 十五、差异表
一、总则 1、本技术协议适用于××××××有限公司1×6MW（发电机端最大输出功 率为6MW）热电项目的汽轮机及其配套系统，提出了设备和系统的功能设计、 结构、性能、和试验等方面的技术要求。 2、买方在技术协议中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求 和适用的标准，卖方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量产品及其 相应服务。对国家有关安全监察、环境保护等强制性标准,必须满足其要求。 3、本技术协议发出之后，如果买方有需要补充或说明的事项，将以书面形 式提出，与本技术协议具有同等效力。 4、如未对本技术协议提出偏差，将认为卖方提供的设备符合技术协议中的要 求，偏差（无论多少）都必须清楚地表示在附后的差异表中。 5、在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些 补充要求，具体项目由合同双方共同商定。 6、卖方须执行本技术协议中所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。 7、卖方中标并签定合同后，本技术协议将作为合同的附件，与合同正文具有 同等效力。 二、概述 （一）、工程装设××台额定功率为6MW的抽汽凝汽式汽轮发电机组。（二）、设备运行环境及厂址条件： 1、设备安装地点：×××××× 2、室外历年平均气温：×××℃
2009版 N6-×××/××× 6MW凝汽式汽轮机 技术协议 (电调505) 买方：×××××××集团股份有限公司 卖方：青岛捷能汽轮机集团股份有限公司 设计方：×××××××××设计研究院 日期：××××年××月××日
目录 一．总则 二．概述 三．技术要求 四．汽轮机本体结构设计技术要求五、汽轮机润滑油系统 六热力系统 七、汽轮机调节控制及保护系统 八、保温及罩壳 九仪表电气控制要求 十、热控设备 十一、仪表供货范围 十二、制造、试验和验收 十三、供货范围 十四、技术资料 十五、差异表
一、总则 1、本技术协议适用于××××××有限公司1×6MW（发电机端最大输出功 率为6MW）热电项目的汽轮机及其配套系统，提出了设备和系统的功能设计、 结构、性能、和试验等方面的技术要求。 2、买方在技术协议中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求 和适用的标准，卖方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量产品及其 相应服务。对国家有关安全监察、环境保护等强制性标准,必须满足其要求。 3、本技术协议发出之后，如果买方有需要补充或说明的事项，将以书面形 式提出，与本技术协议具有同等效力。 4、如未对本技术协议提出偏差，将认为卖方提供的设备符合技术协议中的要 求，偏差（无论多少）都必须清楚地表示在附后的差异表中。 5、在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些 补充要求，具体项目由合同双方共同商定。 6、卖方须执行本技术协议中所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。 7、卖方中标并签定合同后，本技术协议将作为合同的附件，与合同正文具有 同等效力。 二、概述 （一）、工程装设××台额定功率为6MW的抽汽凝汽式汽轮发电机组。（二）、设备运行环境及厂址条件： 1、设备安装地点：××××××
文登热电厂供热站扩建工程保温技术协议 甲方：文登热电厂 乙方：文登市金州机械设备维护工程处 一、总则 1.本技术协议适用于文登热电厂供热站扩建工程保温，包括保温材料和外护层等供货和施工，它提供了工程的结构、性能、安装和试验等方面的技术说明。 2.乙方保证提供符合本技术协议和相关国际、国内工业标准的优质产品。 3.本技术协议所引用的标准若与乙方所执行的标准发生矛盾时，按较严格的标准执行。 4.本技术协议作为工程合同的技术附件，与工程合同正文具有同等效力。 5.本技术协议一式六份，甲方四份，乙方二份。 二、工程概况 1.厂址概述 文登热电厂位于文登市秀山东路19号，开发区热电车间位于文登经济开发区九发路东首。 2.气象特征值 a) 温度 多年平均气温： 11.4℃极端最高气温： 36.4℃ 极端最低气温： -25.5℃最大冻土深度： 52cm 霜期： 171天冰冻期：120天 b) 气压多年平均气压： 101.03kpa c) 湿度多年平均相对湿度： 74％
d) 风速多年平均风速： 4.5m/s 主导风向：冬季以西北风为主，夏季以东南风为主 e) 降雨量多年平均降雨量： 816.7mm 一日最大降雨量： 454.6mm f) 蒸发量平均蒸发量： 1554.9mm 3.地震烈度：厂区地震基本烈度为七度。 三、技术要求与施工说明 1.保温结构由保温层和保护层组成。 2.保温材料选用详见保温工程量。硅酸铝纤维针刺毯及粘接剂采用山东红阳耐火保温材料股份有限公司或山东鲁阳股份有限公司的产品。镀锌板使用鞍钢、邯钢、宝钢生产的雪花板。 3.每层保温制品至少用双股镀锌铁丝绑扎。铁丝距保温材料端头100mm，拧紧后的铁丝头应嵌入保温层纵缝内。镀锌铁丝规格按保温外径确定。保温外径Dw≤200mm时，镀锌铁丝直径为0.8mm；保温外径Dw>200 mm时，镀锌铁丝直径为1.2mm。 4.对保温层外径小于600mm的管道用镀锌铁丝绑扎；保温层外径大于600mm 的管道和设备用镀锌铁丝绑扎后，还需加镀锌铁丝护网，铁丝网厚度0.8mm。 5.汽轮机、加热器外护罩应保证美观、坚固。开发区车间的加热器位于室外，必须保证该加热器的保温材料及外护层坚固，抗风、雨、雪等恶劣天气性能优良，两个采暖期内出现损坏，乙方需及时免费维修。 6.由于本工程阀门大部分采用蝶阀，外形与管道相似，因此不单独统计阀门数量，但是必须保证阀门保温厚度不低于连接管道的保温厚度，阀门处的外护板应便于拆卸。
火力发电厂主要设备及其作用介绍 一次风机：干燥燃料，将燃料送入炉膛，一般采用离心式风机。 送风机：克服空气预热器、风道、燃烧器阻力，输送燃烧风，维持燃料充分燃烧。 引风机：将烟气排除，维持炉膛压力，形成流动烟气，完成烟气及空气的热交换。 磨煤机：将原煤磨成需要细度的煤粉，完成粗细粉分离及干燥。 空预器：空气预热器是利用锅炉尾部烟气热量来加热燃烧所需空气的一种热交换装置。提高锅炉效率，提高燃烧空气温度，减少燃料不完全燃烧热损失。空预器分为导热式和回转式。回转式是将烟气热量传导给蓄热元件，蓄热元件将热量传导给一、二次风，回转式空气预热器的漏风系数在8～10％。 炉水循环泵：建立和维持锅炉内部介质的循环，完成介质循环加热的过程。 燃烧器：将携带煤粉的一次风和助燃的二次风送入炉膛，并组织一定
的气流结构，使煤粉能迅速稳定的着火，同时使煤粉和空气合理混合，达到煤粉在炉内迅速完全燃烧。煤粉燃烧器可分为直流燃烧器和旋流燃烧器两大类。 汽轮机本体 汽轮机本体是完成蒸汽热能转换为机械能的汽轮机组的基本部分，即汽轮机本身。它与回热加热系统、调节保安系统、油系统、凝汽系统以及其他辅助设备共同组成汽轮机组。汽轮机本体由固定部分（静子）和转动部分（转子）组成。固定部分包括汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴承等。转动部分包括主轴、叶轮或轮鼓、叶片和联轴器等。固定部分的喷嘴、隔板与转动部分的叶轮、叶片组成蒸汽热能转换为机械能的通流部分。汽缸是约束高压蒸汽不得外泄的外壳。汽轮机本体还设有汽封系统。 汽轮机：汽轮机是一种将蒸汽的热势能转换成机械能的旋转原动机。分冲动式和反动式汽轮机。 给水泵：将除氧水箱的凝结水通过给水泵提高压力，经过高压加热器加热后，输送到锅炉省煤器入口，作为锅炉主给水。 高低压加热器：利用汽轮机抽汽，对给水、凝结水进行加热，其目的是提高整个热力
拖动汽轮机技术协议 (实例)
拖动用背压式汽轮机B1.5-3.43/0.7 技 术 协 议 需方：xxxxxxxx有限公司 供方： 签订时间：二○一○年月日 供、需双方本着互惠互利的原则，经友好协商，需方将其8.5万
吨项目热电站拖动用背压式汽轮机B1.5-3.43/0.7设备（以下简称合同设备），交由供方设计、制造、组装和运输，为明确双方责、权、利，特制定以下技术条款，以资双方共同遵照执行。 第一条合同设备设计要求 （一）主要设计数据 1.额定功率： 1.5MW（轴功率按给水泵确定约1.1～ 1.4MW） 2.调速范围： 3000～2000r/min 3.汽轮机形式：背压式 4.额定进汽压力： 3.43MPa 5.额定进汽温度： 435℃ 6.排汽压力： 0.7MPa 7.汽轮机调速范围： 3000～2000r/min 8.布置形式：单层布置 9.拖动对象： 150t/h-14.5MPa锅炉给水泵 （二）设计、制造、调试及验收主要标准 供方保证提供的合同设备为全新并符合行业标准及国家相关标准的产品，其设计、制造和材料无任何缺陷。主要标准有：
除以上主要标准外，未列明的按相关国家及行业标准执行。第二条技术参数及要求
（二）其它技术要求 1.汽轮机采用电子-液压505调节方式，突然外停电时，可用手动调节。 2.采用电动盘车，并配置能手动盘车的机构。 3.润滑油、控制油的全部进、回油管路及管件采用不锈钢304材质,所有接口带配对法兰与连接件。所有与用户交接口按国标配管。 4.电控柜要求： 电控柜采用冷轧钢板制作，厚度为1.5mm。柜体颜色为国际灰（德国RAL色卡,色号RAL7032），经酸化、磷化后喷塑处理。 5.油漆颜色及防腐要求： （1）汽轮机的油漆和防腐符合机械行业标准：汽轮机防锈技术条件和汽轮机油漆技术条件。
火电厂主要设备简介 火力发电厂是利用化石燃料燃烧释放的热能发电的动力设施，包括燃料燃烧释热和热能电能转换以及电能输出的所有设备、装置、仪表器件，以及为此目的设置在特定场所的建筑物、构筑物和所有有关生产和生活的附属设施。主要有蒸汽动力发电厂、燃气轮机发电厂、内燃机发电厂几种类型. 火电厂主要设备： 汽轮机本体 汽轮机本体（steam turbine proper）是完成蒸汽热能转换为机械能的汽轮机
组的基本部分，即汽轮机本身。它与回热加热系统、调节保安系统、油系统、凝汽系统以及其他辅助设备共同组成汽轮机组。汽轮机本体由固定部分（静子）和转动部分（转子）组成。固定部分包括汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴承等。转动部分包括主轴、叶轮或轮鼓、叶片和联轴器等。固定部分的喷嘴、隔板与转动部分的叶轮、叶片组成蒸汽热能转换为机械能的通流部分。汽缸是约束高压蒸汽不得外泄的外壳。汽轮机本体还设有汽封系统。 锅炉本体 锅炉设备是火力发电厂中的主要热力设备之一。它的任务是使燃料通过燃烧将化学能转变为热能，并且以此热能加热水，使其成为一定数量和质量（压力和温度）的蒸汽。由炉膛、烟道、汽水系统（其中包括受热面、汽包、联箱和连接管道）以及炉墙和构架等部分组成的整体，称为“锅炉本体”。
热力系统及辅助设备 汽轮机部分的辅助设备有凝汽器、水泵、回热加热器、除氧器等。把锅炉、汽轮机及其辅助设备按汽水循环过程用管道和附件连接起来所构成的系统，叫做发电厂的热力系统。发电厂的热力系统按照不同的使用目的分为“原则性热力系统”、“全面性热力系统”、“汽轮机组热力系统”等。
发电机本体 在发电厂中，同步发电机是将机械能转变成电能的唯一电气设备。因而将一次能源（水力、煤、油、风力、原子能等）转换为二次能源的发电机，现在几乎都是采用三相交流同步发电机。在发电厂中的交流同步发电机，电枢是静止的，磁极由原动机拖动旋转。其励磁方式为发电机的励磁线圈FLQ（即转子绕组）由同轴的并激直流励磁机经电刷及滑环来供电。同步发电机由定子（固定部分）和转子（转动部分）两部分组成。定子由定子铁心、定子线圈、机座、端盖、风道等组成。定子铁心和线圈是磁和电通过的部分，其他部分起着固定、支持和冷却的作用。转子由转子本体、护环、心环、转子线圈、滑环、同轴激磁机电枢组成。
2009版 C6-×××/××× 6MW抽汽凝汽式汽轮机 技术协议 (抽凝液调) 买方：×××××××集团股份有限公司 卖方：青岛捷能汽轮机集团股份有限公司 设计方：×××××××××设计研究院日期：××××年××月××日
目录 一．总则 二．概述 三．技术要求 四．汽轮机本体结构设计技术要求五、汽轮机润滑油系统 六热力系统 七、汽轮机调节控制及保护系统 八、保温及罩壳 九仪表电气控制要求 十、热控设备 十一、仪表供货范围 十二、制造、试验和验收 十三、供货范围 十四、技术资料 十五、差异表
一、总则 1、本技术协议适用于××××××有限公司1×6MW（发电机端最大输出功 率为6MW）热电项目的汽轮机及其配套系统，提出了设备和系统的功能设计、 结构、性能、和试验等方面的技术要求。 2、买方在技术协议中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求 和适用的标准，卖方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量产品及其 相应服务。对国家有关安全监察、环境保护等强制性标准,必须满足其要求。 3、本技术协议发出之后，如果买方有需要补充或说明的事项，将以书面形 式提出，与本技术协议具有同等效力。 4、如未对本技术协议提出偏差，将认为卖方提供的设备符合技术协议中的要 求，偏差（无论多少）都必须清楚地表示在附后的差异表中。 5、在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些 补充要求，具体项目由合同双方共同商定。 6、卖方须执行本技术协议中所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。 7、卖方中标并签定合同后，本技术协议将作为合同的附件，与合同正文具有 同等效力。 二、概述 （一）、工程装设××台额定功率为6MW的抽汽凝汽式汽轮发电机组。（二）、设备运行环境及厂址条件： 1、设备安装地点：×××××× 2、室外历年平均气温：×××℃ 3、室外历年极端最高/最低气温：×××℃×××℃
一次风机：干燥燃料，将燃料送入炉膛，一般采用离心式风机。 送风机：克服空气预热器、风道、燃烧器阻力，输送燃烧风，维持燃料充分燃烧。 引风机：将烟气排除，维持炉膛压力，形成流动烟气，完成烟气及空气的热交换。 磨煤机：将原煤磨成需要细度的煤粉，完成粗细粉分离及干燥。 空预器：空气预热器是利用锅炉尾部烟气热量来加热燃烧所需空气的一种热交换装置。提高锅炉效率，提高燃烧空气温度，减少燃料不完全燃烧热损失。空预器分为导热式和回转式。回转式是将烟气热量传导给蓄热元件，蓄热元件将热量传导给一、二次风，回转式空气预热器的漏风系数在8～10％。 炉水循环泵：建立和维持锅炉内部介质的循环，完成介质循环加热的过程。 燃烧器：将携带煤粉的一次风和助燃的二次风送入炉膛，并组织一定的气流结构，使煤粉能迅速稳定的着火，同时使煤粉和空气合理混合，达到煤粉在炉内迅速完全燃烧。煤粉燃烧器可分为直流燃烧器和旋流燃烧器两大类。 汽轮机本体
汽轮机本体是完成蒸汽热能转换为机械能的汽轮机组的基本部分，即汽轮机本身。它与回热加热系统、调节保安系统、油系统、凝汽系统以及其他辅助设备共同组成汽轮机组。汽轮机本体由固定部分（静子）和转动部分（转子）组成。固定部分包括汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴承等。转动部分包括主轴、叶轮或轮鼓、叶片和联轴器等。固定部分的喷嘴、隔板与转动部分的叶轮、叶片组成蒸汽热能转换为机械能的通流部分。汽缸是约束高压蒸汽不得外泄的外壳。汽轮机本体还设有汽封系统。 汽轮机：汽轮机是一种将蒸汽的热势能转换成机械能的旋转原动机。分冲动式和反动式汽轮机。 给水泵：将除氧水箱的凝结水通过给水泵提高压力，经过高压加热器加热后，输送到锅炉省煤器入口，作 为锅炉主给水。 高低压加热器：利用汽轮机抽汽，对给水、凝结水进行加热，其目的是提高整个热力系统经济性。 除氧器：除去锅炉给水中的各种气体，主要是水中的游离氧。 凝汽器：使汽轮机排汽口形成最佳真空，使工质膨胀到最低压力，尽可能多地将蒸汽热能转换为机械能，将乏汽凝结成水。
吉林建龙钢铁有限责任公司 1X65MW 超高压中间再热发电机组工程 汽轮机技术协议 业主方：吉林建龙钢铁有限责任公司 买方：四川川锅环保工程有限公司 设计方：四川电力设计咨询有限责任公司 卖方：东方电气集团东方汽轮机有限公司 2013-01-27
总则 1. 本技术协议适用于吉林建龙钢铁有限责任公司1X65MW超高压中间再热发电机组工程汽轮机。汽轮机的设计、制造满足IEC标准的相关规定，它包括本体及辅助设备的功能设计、结构、性能、质量保证、安装、调试和试验等方面的技术要求。 2. 本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出详细规定。在不影响汽轮机热耗、主蒸汽流量、给水温度、主蒸汽参数等特征参数的前提下，其他技术 细节将在项目执行过程中讨论/沟通。本协议也未充分引述有关标准和规范的条文。卖方 保证提供符合本技术规范书和工业标准的优质产品。 3. 总合同规定下的汽轮机本体及其附属设备以及汽轮机的所有工厂、现场试验、检验；安装、调试备件、消耗性材料以及一年质量保证期运行的备件；一年质量保证期完成前的所有服务都由卖方提供。外部管道由设计院按照卖方资料进行设计。 4. 卖方提供所有适用的接口处的全套的反法兰，螺母，螺柱，垫片和紧固件。 5. 卖方应该提供质量保证文件，该质量保证文件应该经过第三方或最终用户的确认。 二设计制造技术标准 1. 汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为： 2. 凡按引进技术设计制造的设备，需按引进技术相应的标准如ASME等规范和标准及相 应的引进技术公司和其所在国的规范和标准进行设计、制造和检验。 3. 在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足最新版的国家标准和相关行业相应标 准规范。 4. 在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足有关安全、环保及其它方面最新版的 国家强制性标准和规程（规定）。 5. 如果本技术协议中存在某些要求高于上述标准，则以本技术协议的要求为准。 6. 在不与上述标准、规范（规定）相矛盾的条件下，可以采用行业标准。 7. 现场验收试验，凡未另行规定的，均应按照ASME试验规范进行。汽轮机热力性能验 收试验标准为ASME PTC6-2004,水和水蒸汽的性能应取自Ernst.schmidt 发表而由 Ulich.Grigull 修订、更新的SI-单位制0?800C，0?100MPa的水和水蒸汽特性图表或国际水和水蒸汽性质协会1997年发布的水和水蒸汽性质工业公式 IAPWS-IF97。 8. 卖方设计制造的设备可执行下列标准的要求：
N7.5-3.43+QFW-7.5-2 7.5MW凝汽式汽轮发电机组 技术协议 买方： 卖方：青岛捷能汽轮机集团股份有限公司 日期：2008年7日 目录
汽轮机部分 一、总则 二、概述 三、技术要求 四、汽轮机本体结构设计技术要求 五、汽轮机润滑油系统 六热力系统 七、汽轮机调节控制及保护系统 八、保温及罩壳 九仪表电气控制要求 十、热控设备 十一、仪表供货范围 十二、制造、试验和验收 十三、供货范围 十四、技术资料 发电机部分 一、设计制造标准 二、技术要求 三、运行要求 四、设计结构要求 五、温度检测 六、仪表控制 七、技术参数 八、供货范围
汽轮机部分 一、总则 1、本技术协议适用于合加资源发展股份有限公司2×7.5MW（发电机端最大 输出功率为7.5MW）热电项目的汽轮机及其配套系统，提出了设备和系统的功 能设计、结构、性能、和试验等方面的技术要求。 2、买方在技术协议中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求 和适用的标准，卖方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量产品及其 相应服务。对国家有关安全监察、环境保护等强制性标准,必须满足其要求。 3、本技术协议发出之后，如果买方有需要补充或说明的事项，将以书面形 式提出，与本技术协议具有同等效力。 4、如未对本技术协议提出偏差，将认为卖方提供的设备符合技术协议中的要 求，偏差（无论多少）都必须清楚地表示在附后的差异表中。 5、在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些 补充要求，具体项目由合同双方共同商定。 6、卖方须执行本技术协议中所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。 7、卖方中标并签定合同后，本技术协议将作为合同的附件，与合同正文具有 同等效力。 二、概述 （一）、工程装设2台额定功率为7.5MW的凝汽式汽轮发电机组。 （二）、设备运行环境及厂址条件： 1、设备安装地点：××××××
S6-0.785 6MW凝汽式汽轮机 技术协议 买方：×××××××集团股份有限公司卖方：青岛捷能汽轮机集团股份有限公司设计方：×××××××××设计研究院 日期：××××年××月××日
目录 一、总则 二、概述 三、技术要求 四、汽轮机本体结构设计技术要求 五、汽轮机润滑油系统 六、热力系统 七、汽轮机调节控制及保护系统 八、保温及罩壳 九、仪表电气控制要求 十、热控设备 十一、仪表供货范围 十二、制造、试验和验收 十三、供货范围 十四、技术资料 十五、差异表
一、总则 1、本技术协议适用于××××××有限公司1×6MW（发电机端最大输出功率为6MW）余热发电项目的汽轮机及其配套系统，提出了设备和系统的功能设计、结构、性能试验等方面的技术要求。 2、买方在技术协议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的标准，卖方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全监察、环境保护等强制性标准,必须满足其要求。 3、本技术协议发出之后，如果买方有需要补充或说明的事项，将以书面形式提出，与本技术协议具有同等效力。 4、如未对本技术协议提出偏差，将认为卖方提供的设备符合技术协议中的要求，偏差（无论多少）都必须清楚地表示在附后的差异表中。 5、在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由合同双方共同商定。 6、卖方须执行本技术协议中所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。 7、卖方中标并签定合同后，本技术协议将作为合同的附件，与合同正文具有同等效力。 二、概述 （一）、工程装设××台额定功率为6MW的凝汽式汽轮发电机组。 （二）、设备运行环境及厂址条件： 1、设备安装地点：×××××× 2、室外历年平均气温：×××℃ 3、室外历年极端最高/最低气温：×××℃×××℃ 4、大气压：××××kPa 5、自然地面平均标高：～××m （黄海基准面） 6、地震烈度：××度 （三）、设备使用条件 1、汽轮机运行方式：定压、滑压运行 2、负荷性质：基本负荷 3、汽轮机布置：室内双层布置
工业汽轮机技术协议书 （美国ELLIOTT YR工业汽轮机） 项目名称：锦州石化供热改造工程－锅炉部分 设备位号： 产品代号：YR0064 汽机型号：2DYR3 被驱动机: DGB180-135X11锅炉给水泵 最终用户：锦州石化公司 成套方：杭州华能汽轮机有限公司 卖方：上海牧邦机电科技有限公司 日期：2013年3月30日
目录 1. 概述 2. 现场条件和公用工程条件 3. 设计、制造、验收、试验所采用的标准及规范 4. 被驱动机参数 5. 汽轮机本体 6. 润滑和控制油系统 7. 联轴器 8. 布置 9. 调节控制系统及保安装置 10. 监测仪表及发讯元件 11. 管道及附件 12. 供货范围 13. 工程资料及随机资料 14. 分包商清单 15. 其它事项 16. 签字页
1、概述 锦州石化公司(以下简称用户)与上海牧邦机电科技有限公司(以下简称卖方)及杭州华能汽轮机有限公司(以下简称成套方)就锦州石化供热改造工程－锅炉部分配套的DGB180-135X11锅炉给水泵的驱动机2DYR3多级背压式工业汽轮机的设计、制造及供货范围等问题于2011年6月23日在辽宁锦州经过充分讨论及友好协商后一致同意达成如下技术协议，本协议作为合同附件与之同时生效，并且有同等法律效力。 2、现场条件和公用工程条件 2.1 现场条件 2.1.1 大气温度（℃） 年平均气温7.8 最热月份平均气温23.3 极端最高温度35.7 最冷月份平均气温-15.5 极端最低气温-30.5 2.1.2 湿度（%） 年平均相对湿度63 月平均最高相对湿度74 月平均最低相对湿度60 2.1.3 大气压（kPa.A） 年平均气压101.12 2.2 公用工程条件 2.2.1 冷却水 进水压力0.25MPa(G) 进水温度≤22 ℃ 回水压力0.1MPa(G)