高背压供暖汽轮机技术协议docx.docx
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高背压供暖汽轮机技术协议docx
玻璃低温余热发电项目（7.5MW）
汽轮机技术协议
甲方（需方）：
工程有限公司地址：
邮政编码:
电话：
传真：
0
乙方（卖方）:
地址：
邮编：
电话：
传真：
编号：
甲乙双方就甲方向乙方采购一套7500KW非调抽气高背压凝汽式汽轮机有关技术问题进行协商，双方同意签订本技术协议作为汽轮机设计、制造和交货验收的依据。
本协议与供货合同具有同等的法律效力。
A货物需求表
项目
货物名称
数量（套）
备注
河南中联玻璃余热发电项目
N7.5-2.35/400型非调抽气高背压凝汽式汽轮机组
1
B货物技术条件
1总则
1.1本技术协议的使用范围仅限于河南中联玻璃生产线余热发电项目汽轮机设备的订货，它包括本体及其附属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。
1.2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做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条件，但对国家有关安全、环保等强制性标准则必须满足相关要求。
乙方应保证执行满足或优于本规范中所列相关标准的技术条件，标准之间如有矛盾，按技术指标高的标准条文执行。
乙方必须保证提供符合本规范书和工业标准的优质产品。
本协议所列压力均为绝对压力。
1.3乙方所提供的设备应是先进的、成熟可靠的、性能优越的，且有三个工程两年及以上安全运行业绩。
1.4甲方享有对本技术协议提出补充要求和修改的权力，乙方承诺予以配合。
2设备系统概述
2.1名称：
N7.5-2.35（0.6）/400型非调抽气高背压凝汽式汽轮机组
2.2汽轮机基本参数：
型号：
N7.5-2.35（0.6）/400
3/21
额定功率：
7500kw（常年运行，发电机出口）
最大功率：
8500kw
额定转速：
3000rpm
额定汽量：
38t/h
最大汽量：
42t/h
进汽压力：
2.15"2.55MPa
进汽温度：
400±50°C
非调抽汽参压力：
0.6Mpa
抽汽流量:
8t/h
夏季排汽压力：
0.007Mpa
夏季排气温度：
_38°C
冬季排汽压力：
0.031Mpa
冬季排汽温度：
70°C
冬季供暖参数：
进水温度55°C,出水温度65°C,流量为800t/h
纯凝汽式额定工况下汽耗保证值：
W5.25kg/kw.h
高背压额定工况下汽耗保证值：
^6.78kg/kw.h
布置形式：
双层
转向：
顺时针（从汽轮机端向发电机端看）
调节方式：
电液调节
负荷变化：
40%〜110%范围内长期稳定安全运行
配套系统：
505电调8500B系列ETS为无锡厚徳产品
频率变化范围：
48.5〜50.5Hz
设计冷却水温度：
25°C
最高冷却水温度：
33°C
2.3设备运行环境条件
（1）厂址
项目建设地点：
河南中联玻璃有限公司厂内
电厂海拔：
'50m
（2）气象条件
年平均温度13.9°C
最高气温43°C
最低气温-18.9°C
最热季节平均气温
32°C
最冷季节平均气温
5.9°C
年平均相对湿度
72%
年平均降水量
707.8mm
最大风速
24m/s
主导风向
北风
基本风压
0.4kN/m2
基本雪压
0.2kN/m2
最大降雪量
22cm
最大冻土深度
32cm
地震烈度
6度
（3）安装位置
本设备安装于户内，属一般性工业场所。
3设备系统技术要求及规范
技术要求
3.1凝汽器设化学水补水口、在凝汽器内设补水雾化除氧装置。
3.2疏水系统应确保机组启、停和正常运行疏水。
3.3抽真空系统釆用射水抽气方式。
3.4发电机侧联轴器由乙方负责发到发电机厂家进行套装，与之相关的技术和费用问题由乙方负责，发电机侧联轴器在发电机厂家套装合格后出厂。
3.5汽轮机设计应考虑非调抽气系统在紧急停机时对机组安全的影响，并提供配套的相应装置，采用液压控制系统（快关阀）。
3.6汽轮机各轴承（包括发电机轴承）设振动监测、温度检测仪表（带远传功能）。
3.7图纸资料完整、正确，满足汽轮发电机的安装、调试、运行和维护要求。
3.8所有阀门阀体材质必须釆用铸钢及以上材质，不得使用铸铁阀门。
3.10汽轮机出厂前按《固定式发电用汽轮机技术条件》（GB5578-85）第2.7条规定做空负荷试验，试验项目包括2.7条a、b、c、d、e、f、g、h项全部内容。
5/21
执行标准和规范（不限于）:
1）JB/T9631-1999汽轮机铸铁件技术条件
2）JB/T5862-91汽轮机表面式给水加热器性能试验规程
3）JB/T2862-92汽轮机包装技术条件
4）JB/T9630.1-1999汽轮机铸钢件磁粉探伤及质量分级方法
5）JB/T4274-1999汽轮机隔板挠度试验方法
6）JB/T9630.2-1999汽轮机铸钢件超声波探伤及质量分级方法
7）JB/T9632-1999汽轮机主汽管和再热汽管的弯管技术条件
8）JB/T10086-2001汽轮机调节（控制）系统技术条件
9）JB/T10087-2001汽轮机承压铸钢件技术条件
10）JB/T1329-1991汽轮机与轮发电机连接尺寸
11）JB/T1581-1996汽轮机、汽轮发电机转子和主轴锻件超声波探伤方法
12）
JB/T1582-1996汽轮机叶轮锻件超声波探伤方法
24）
JB/T4272-1994汽轮机锡基合金轴瓦技术条件
JB/T4273-1999汽轮机转速控制系统验收试验
25）JB/T9638-1999汽轮机用联轴器等重要锻件技术条件
26）JB/T50197-20003〜600MW汽轮机转子和主轴锻件质量分等
27）JB/T3073.1-1991汽轮机用模锻动、静叶片、热轧静叶片毛坯技术条件模锻静叶
片毛坯
28）JB/T3073.2-1991汽轮机用模锻动、静叶片、热轧静叶片毛坯技术条件模锻动叶片毛坯
29）JB/T3073.3-1991汽轮机用模锻动、静叶片、热轧静叶片毛坯技术条件热轧静叶片毛坯
30）JB/T53488-200025MW以下汽轮机转盘及叶轮锻件产品质量分等
31）JB/T56139-1999汽轮机油净化装置产品质量分等
32）JB/T9628-1999汽轮机叶片磁粉探伤方法
33）JB/T6695-1993汽轮机润滑油系统技术条件
34）JB/T6296.1~7-1992汽轮机管道附件
35）JB/T6304-1992汽轮机主要专用阀门技术条件
36）JB/T6320-1992汽轮机动叶片测频方法
37）JB/T6315-1992汽轮机焊接工艺评定
38）JB/T6318-1992汽轮机轴振动测量装置技术条件
39）JB/T3073.5-1993汽轮机用铸造静叶片技术条件
40）JB/T8184-99汽轮机低压给水加热器技术条件
41）JB/T8188-1999汽轮机随机备品件供应范围
42）JB/T8888-1999环芯法测量汽轮机、汽轮发电机转子锻件残余应力的试验方法
43）JB/T9021-1999汽轮机主轴和转子锻件的热稳定性试验方法
45）JB/T9627-1999汽轮机组成套供应范围
46）JB/T9629-1999汽轮机承压件水压试验技术条件
47）GB/T5578-1985固定式发电用汽轮机技术条件
48）ZBK54037-1990汽轮机调节系统技术条件
49）JB/T5780-91发电机转子接地保护装置技术条件
50）JB/T1269-2002汽轮发电机磁性环锻件技术条件
51）JB/T8172-1999发电机定子接地保护装置
52）JB/T56082-1996汽轮发电机产品质量分等
53）JB/T1330-1991汽轮机中心标高与安装尺寸
54）JB/T4010-1985汽轮发电机用钢制护环超声波探伤方法
55）JB/T50196-20003〜600MW发电机无磁性护环合金钢锻件质量分等
56）JB/T53485-200050MW以下发电机转子锻件产品质量分等
57）JB/T56083-2000中小型同步发电机励磁系统产品质量分等
58）JB/T8705-199850MW以下汽轮发电机无中心孔转子锻件技术条件
59）DL/T711-1999汽轮机调节控制系统试验导则
60）DL/T753-2001汽轮机铸钢件补焊技术导则
61）DL/T590-1996火电厂固定发电用凝汽汽轮机的热工检测控制技术导则
62）DL/T5011-1992电力建设施工及验收技术规范:
汽轮机机组篇
63）JB/T7784-1995透平同步发电机用交流励磁机技术条件
64）DL/T717-2000汽轮机转子中心孔检验技术导则
65）GB8117-87电站汽轮机热力性能验收试验规程
4质量保证及试验
4.1设备制造应满足国家标准和上述行业标准（不限于此）。
4.2汽机主要技术、规格参数：
产品型号
N7.5-2.35/400
额定功率
MW
7.5
经济功率
MW
7.5
最大功率
MW
8.5
额定转速
r/min
3000
旋转方向
顺汽流方向看为顺时针
额定进汽压力及变化范围
MPa
2.35+0.2
额定进汽温度及变化范围
°C
400±50
额定进汽量
t/h
38
最大进汽量
t/h
〜42
冷却水温
夏季正常
°C
25
夏季最高
°C
33
冬季正常
°C
65
冬季最高
°C
70
额定夏季排汽压力
Mpa
0.007
额定冬季排汽压力
Mpa
0.031
4.3主要辅助设备
台数
台
1
主油泵
压增
MPa
1
.1
流M:
L/min
800
台数
台
1
高压电动
型号
8
0YL-120A
扬程
m
1
25
流量
m3/h
50
油泵
电机
功率
KW
37
电压
V
380
台数
台
1
交流辅助
型号
K
CB-300
圧力
MPa
0.36
流量
L/min
300
油泵
电机
功率
KW
5.5
电压
V
380
型号
K
CB-300
直流辅助
台数
台
1
压力
MPa
0.36
流量
l/min
300
油泵
功率
KW
5
.5
电机
V
220
型号
C
S-12
射水抽
台数
台
1
气器
工作水压力
MPa
0
.392
工作水流量
t/h
1
05
抽气量
Kg/h
1
2
电动盘
型号
台
'132M2-6
台数
MPa
1
转速
r/min
1
.000
车电机
中-
功率
KW
c
j.5
电斥
V
r
J80
出口油压
MPa
0.2
型号
1
'L500KBDLx51
型式
阪式
台数
台
r
冷却面积
nf
r
>0
冷油器
冷却油量
L/min
冷却水量
t/h
冷却水温（max.）
•c
r
冷却管材料
1
ISn70-lA
主油箱
容积
3m
4
型号
（
:
Q2-J
船用离心
式通风机
（油箱排油烟
用）
台数
台
1
圧力
Pa
c
590
电机
功率
KW
（
）.37
电压
V
r
J80
型式
j
垢级加热
汽封
台数
台
1
加热器
传热面积
nf
r
>0
水侧压力（max.）
MPa
（
）.981
抽气器
压力
MPa
（
）.8〜1.2
工作蒸
温度
•c
r
!
60〜435
汽参数
流量
kg/h
r
56
管了材料
I
]Sn70-lA
冷却管规格
mm
①15X1
注油器（I）
台数
台
1
出口油床
MPa
（
）.1
注油器（II）
台数
台
1
出口油圧
MPa
（
）.2
凝汽器
型号
N-800
型式
双流程二道制表面式
冷却面积
m2
800
蒸汽压力
MPa
0.0067（绝对）
蒸汽流量
t/h
〜29
冷却水量
t/h
2200
冷却水温
°C
25
冷却水压力（max.）
MPa
0.6（表）
管子材料
0Crl8Ni9
管子规格
mm
①20X0.7X4562
无水时净重
t
〜20
4.4设备试验
4.4.1设备在生产过程中和出厂前，应根据有关国家和行业标准进行检验和试验，以及相关的出厂调试，合格后方可出厂。
4.4.2出厂试验及整机调试时应有甲方人员参加，并向甲方提供完整的试验报告。
4.4.3设备系统投产前的调试试验和试运行，为设备系统的现场验收试验，乙方应到现场参加，乙方即使未参加但也不免除乙方的质量保证责任。
4.5质量保证及技术要求
4.5.1乙方提供的汽轮机设备其结构设计和制造能保证机组在规定的设备技术参数范围内长期、安全、稳定、经济和满负荷的运行。
4.5.2汽轮机通流部分适应玻璃线纯低温余热发电系统低压蒸汽及北方低真空高背压加热供暖水形式的特点，末尾几级叶片动叶激光强化，以便有效地防止水蚀现象。
隔板全部采用焊接式隔板。
末级釆用纽叶片设计，前面采用直叶片设计（自带围带）。
凝汽器冷却面积要求能满足北方低真空高背压加热供暖水供暖的冷却要求。
4.5.3汽轮发电机组轴系的一阶临界转速避开额定工作转速的±20%。
4.5.4乙方对汽轮机的成套设备（含辅助系统及设备、联轴器等）负有全责，包括分包（或采购）的产品。
4.5.5设备质保期为发货后18个月或设备投运后12个月，以先到为准，质保期内由于设备质量引起的损坏，乙方应无偿修理或更换，并应在接到通知24小时内到达现场。
4.5.6设备设计、制造满足易于维修和大修；
4.5.7凝汽器整体穿装、胀管、水压实验合格后出厂。
4.5.8汽轮发电机组应能承受下列可能出现的运行工况：
4.5.8.1汽轮机轴系具有较高的稳定性，并能承受发电机及突然发生两相或三相短路或单相短路重合或非同期合闸时所产生的扭矩。
4.5.8.2机组甩负荷后，允许空转时间应不小于15分钟；
4.5.8.3汽轮机应能在额定转速下空负荷运行，保证发电机实验性能要求。
4.5.8.4汽轮机在排汽温度不高于80°C时允许长期运行，最高允许温度不大于90°C;
4.5.8.5本机组允许在3000〜8500KW之间长期安全稳定运行；
4.5.8.6汽轮机本体充分消除残余内应力。
当主蒸汽温度在260-430£、压力0.75—2.6MPa变化时，汽轮机本体热膨胀应能适应工况的变化，并且能长周期的运行。
4.5.9当汽轮机负荷从100%甩至零时，汽机的控制系统具有自动控制汽机转速的能力，防止汽轮机超速。
4.5.10汽轮机主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应避开额定转速25%以上，并具有良好的抗干扰能力。
4.5.11汽轮机在任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65°C。
噪音要求：
汽轮发电机组、主汽门、高压油泵、抽气器等距设备外壳1.0m处测得的最大噪音低于85dBo
4.5.12汽轮机主汽门、调速汽门、抽汽快关阀应严密不漏，能经受住1.5倍额定压力的水压试验。
4.5.13机组设有电动盘车装置，盘车装置能自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。
4.5.14汽轮机设有机械式危急保安装置，脱扣转速为额定转速的109〜lll%o当机组做超速试验时，能在110%额定转速下短时间空载运行，这时任何部件都不超应力范围，各轴承振动值不超过允许值。
4.5.15危急保安器动作或危急保护动作后调速汽门、抽汽快关阀关闭；从危急保安器动作至主汽门、抽汽快关阀关闭的时间不大于0.5秒。
4.5.16汽机监测、保护及紧急跳闸系统
本机组设有危急保安跳闸系统，它由整套液压保护系统和电气、仪表安全监测和紧急跳闸系统组成。
1）汽机转速达110〜112%额定转速时，危急遮断器动作，自动停机。
2）具有低油压保护功能。
3）当凝汽器背压升高至40KPa时，发出报警信号，当背压继续升高至60KPa时，汽轮机停机。
4）当汽机转速达109%额定转速时，电气超速保护动作。
5）对机组的轴向位移、轴承振动、胀差、热膨胀进行监视和报警指示，轴向位移超限、低油压、低真空停机保护。
6）本机组在中央控制室和就地都设有手动停机按钮。
7）汽轮机组具有TSI8500B检测系统；输出采用4〜20mA标准信号。
4.5.17汽机紧急跳闸系统设有下列停机保护：
汽机轴向位移保护；汽机超速保护；磁力断路油门保护；汽机凝汽器真空低保护；汽机润滑油压低保护；发电机组保护动作时的停机保护；规范规定的其他保护；
4.5.18汽机监视仪表
监视项目如下：
压力、温度、转速（数字转速表）、轴向位移（数字表）、缸胀、胀差、汽机、机组轴承振动，厂家提供ETS检测系统，机组振动测量探头。
ETS为无锡厚徳产品。
4.5.19辅助系统基本技术要求
4.5.19.1油系统
1）油站采用集中供油系统设计，油系统主要向汽轮机-发电机组各轴承（包括发电机轴承）提供润滑油和向调节保安系统提供压力油，本系统确保汽轮发电机组各轴承在机组正常运行，启停及升速等工况下正常工作。
汽轮机润滑油系统主要包括：
主油箱（4m3）.主油泵、注油器、交流启动油泵、
交流辅助油泵、直流辅助油泵、冷油器、滤油器、排油烟装置、仪表及供给机组润滑所必须的辅助设备和管道。
2）正常工作时，调节及润滑油由主轴传动的主油泵供给，启停、事故及转子惰走时交流油泵工作，交流油泵故障时启动直流辅助。
3）油压建立前禁止盘车装置的投入，盘车装置运行中如发生供油中断或油压降低到不安全时及时报警，并停止运行。
4）汽机设2台冷油器，容量各100%>-台运彳丁另一台备用。
5）油箱和润滑油系统其他部件的容量应考虑到当交流电源消失、冷油器断水时、机组完全停机时的工况，甩负荷时油箱能容纳系统全部回油。
6）油系统管道及管件均釆用不锈钢（304）o
7）油系统设有排油烟装置，使各轴承及腔内维持微负压。
应确保各轴承内不吸入蒸汽,避免油中带水。
8）油系统中各设备，如轴承箱、冷却器和管道等出厂前彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理后妥善密封出厂。
4.5.19.2轴封系统
1）提供完善的轴封蒸汽系统和设备，包括均压箱、轴封压力调节阀、汽封加热器及其辅助设备等，防止运行中，高压蒸汽从轴端漏排入大气或串入轴承箱，防止空气从低压轴端漏入真空部分。
2）在机组启停和各种运行工况下，轴封供汽系统能自动调整压力。
3）轴封系统上配置简便、可靠的调压，满足轴封的供汽参数要求。
4）系统中设置1台100%容量的汽封加热器，其为管壳表面式换热方式，管子材料为
HSn70-lAo
5）汽封加热器设有旁路管道。
4.5.19.3疏水系统
1）汽机本体疏水系统由疏水膨胀箱、疏水管、阀门组成，确保启动和停机时将汽缸、蒸汽室、主汽管的凝结水疏走并回收利用，当不能回收利用时，及时排出确保机组安全。
2）设置一台疏水膨胀箱。
疏水膨胀箱设计容量能收集和凝结轴封供汽系统和各轴封疏水、调节汽门阀杆漏汽疏水、主汽门阀座疏水、抽汽系统和其它管道上的低位疏水、汽轮机汽缸疏水等。
4.5.19.4抽真空系统
1）由1台射水抽气器，2台射水泵，运行1台射水泵保持凝汽器正常运行的真空值，另一台备用。
2）设计中应考虑防止真空设备发生故障时，大气倒入凝汽器，使真空骤跌的措施。
3）凝汽器壳体上设置真空破坏门。
4）真空系统的阀门具有可靠的气密性。
4.5.19.5盘车装置
1）盘车装置为低速自动盘车装置，具有自动投入和自动脱开功能。
轴承建立起适合油压前，禁止启动盘车装置。
在汽机起动前，先启动盘车装置，一旦汽机启动，并达到一定转速时，盘车自动脱离啮合而不对汽机产生冲击，且不重新啮合。
2）盘车装置配有报警装置。
3）在盘车运行时，供油中断进行显示。
油压降低到不安全的数值时，使盘车装置自动停止，当汽机在盘车过程中失去厂用电时，可用手动盘车。
4）盘车装置有控制柜，在控制室DCS中显示盘车啮合和脱开的指示。
4.5.19.6凝汽器系统
1）提供管式双流程凝汽器，使蒸汽凝结在汽机排汽口中建立所需要的真空，同时获得凝结水作为锅炉给水。
冬季同时提供一路暖水装置，供暖提供热水。
2）凝汽器釆用双流程，同时设有分隔水室，允许一半运行一半检修。
3）凝汽器按热力计算优化设计冷却面积。
冷却面积能保证机组在最大工况下运行，并留有5%的余量，以便发生漏水时封堵。
凝汽器换热面材质为0Crl8Ni9。
冷却水量和运行背压，使凝汽器既经济乂能满足任何工况的运行要求。
能在最大负荷和循环水入口水温33°C条件下连续运行发额定功率并保证相对应的汽耗率。
4）凝汽器出口凝结水的含氧量，在凝汽器的补充水率W5%,正常运行负荷范围内不超过30PPbo
5）正常运行时凝汽器出口的凝结水温度过冷度W1°C。
6）对汽轮机疏水、给水补充水及凝结水返回凝汽器的杂项水等留有相应的接口。
7）凝汽器喉部设置喷水装置，能保证汽轮机启动或长久低负荷运行时排汽温度在允许范围内。
8）凝汽器有防腐蚀的措施。
9）循环水釆用机力冷却塔二次循环冷却方式。
10）凝汽器换热管采用0Crl8Ni9o并在厂内组装、胀管、水压实验合格后出厂。
11）凝汽器整体设计和布置综合考虑循环水进出水管、冬季供暖热水进出口水管、蒸汽旁路管道、抽气管道、疏水排汽管道等的热应力影响，以保证凝汽器本体的膨胀自由。
12）凝汽器设计和制造是符合有关中国标准ZBK54034-90和ZBK54015-88。
4.5.19.7汽封加热器
1）汽封加热器为表面冷却型，按汽机额定工况设计，按最大工况运行校核，满足任何工况的运行要求。
2）汽封加热器使用HSn70-lA铜管。
3）汽封加热器设有旁路管道。
4.5.19.8汽轮机附件要求
1）自动主汽门、调速汽门、抽气速
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