宁夏美利汽轮机技术协议2x50MWWord文档格式.docx
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地震设防烈度本项目所在地按8度设防
建筑场地土类别：
Ⅱ类
地基承载力标准值kPa（kN/m2）
厂房零米海拔高度（黄海高程）~1277m
2.1.1a设备使用条件
机组布置方式：
室内布置、运转层标高8.0米。
安装检修条件：
最大起吊高度（从汽机运转层到行车打钩高度，如需横担则应考虑同时带横担高度）6米。
冷却方式：
自然通风冷却塔二次循环。
周波变化范围：
应可在48.5～51.5Hz的周波变化范围内连续稳定运行。
2.1.2汽轮机技术规范
序号
名称
单位
数值
1
主汽门前压力
MPa（a）
8.83
9.32
8.34
2
主汽门前蒸汽温度
℃
535
540
525
3
汽轮机额定功率
MW
50（发电机出口）
4
汽轮机最大功率
60（常年运行，发电机出口）
5
蒸汽耗量额定工况
t/h
291
纯冷凝工况
186
一段非可调抽汽压力
～1.3
一段非可调抽汽温度
303.6
一段非可调抽汽量
36
一段非可调抽汽范围
～36
6
可调整抽汽额定抽汽压力
0.785
7
可调整抽汽压力变化范围
0.354～0.844
8
可调整抽汽额定抽汽温度
241.1
9
可调整抽汽额定抽汽量
110
10
可调整抽汽最大抽汽量
210
11
纯冷凝工况排汽压力
kPa（a）
3.70
12
冷却水温度
额定20最高33
13
除氧器补水温度
/
14
给水温度额定工况
220.6
15
纯冷凝工况
201
16
汽耗额定工况设计值
（补给水20℃进入凝汽热井）
kg/kW.h
5.759
17
额定工况保证值
5.932
纯冷凝工况保证值
3.813
18
热耗额定工况设计值
kJ/kW.h
6224.5
6411.2
19
纯冷凝工况设计值
9671
9961
调整抽汽安全阀动作压力
0.9
20
汽轮机转向（从机头向机尾看）
顺时针方向
汽轮机额定转速
r/min
3000
汽轮机单个转子临界转速（一阶）
1593
汽轮机轴承处允许最大振动
mm
0.03
21
过临界转速时轴承处允许最大振动
0.10
22
汽轮机中心高（距运转平台）
800
23
汽轮机本体总重
t
113
24
汽轮机上半总重（连同隔板上半等）
25
汽轮机转子总重
17.5
26
汽轮机本体最大尺寸（长×
宽×
高）
8351×
5648×
4628
2.1.3回热抽汽系统
机组有六道回热抽汽，第一道抽汽送入二号高压加热器。
第二道抽汽送入一号高压加热器：
第三道抽汽为工业抽汽，其中一部分经过减压阀后送入除氧器；
第四道抽汽送入三号低压加热器；
第五道抽汽送入二号低压加热器。
第六道抽汽送入一号低压加热器。
前五道抽汽均为装有压力水控制抽汽阀，第六道抽汽则采用了普通的逆止阀，机组的全部补给水送入凝汽器。
2.1.4汽轮机的主要设计制造标准
（1）ASME或IEC标准。
（2）油系统的防火遵照NEPA标准。
（3）ANSI,ISA,NEMA标准。
（4）ZBK54021-88《汽轮机主要零部件（静子部分）加工装配技术条件》
（5）ZBK54018-88《汽轮机主要零部件（转子部分）加工装配技术条件》
（6）ZBK54022《汽轮机总装技术条件》
（7）ZBK54013-88《射水抽气器加工装配技术条件》
（8）ZBK54014-88《汽轮机冷油器（管式）尺寸系列技术条件》
（9）ZBK54034-90《汽轮机凝汽器技术条件》
（10）ZBK54037-90《汽轮机调节系统技术条件》
（11）GB7520-87《汽轮机保温技术条件》
（12）JB/T8184-95《低压加热器技术条件》
2.2技术要求
2.2.1汽轮机本体设备性能
2.2.1.1汽轮发电机组能在额定工况下安全连续运行：
非调抽汽：
～1.3MPa（a）
非调抽汽额定抽汽量：
36t/h
可调整抽汽额定抽汽压力：
0.785MPa（a）
可调整抽汽额定抽汽量：
110t/h
汽轮机额定功率：
50MW（发电机出口）
汽轮机额定进汽量：
291t/h
设计背压：
3.7kPa（a）
2.2.1.2汽轮发电机组能在最大可调整抽汽量工况下安全连续运行：
可调整抽汽压力：
最大可调整抽汽量：
180t/h
汽轮机功率：
57MW（发电机出口）
360t/h
3.30kPa（a）
2.2.1.3汽轮机额定工况（见2.2.1.1条）时称为机组的热耗率验收工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。
2.2.1.4汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：
（1）汽轮机轴系（包括发电机轴系在内），能承受发电机出口母线突然发生三相短路并切除或单相短路重合闸时所产生的扭矩。
（2）汽轮机甩负荷后，允许空转时间不少于15分钟。
（3）汽轮机能在额定转速下短时间空负荷运行，其空负荷运行的时间，能满足汽轮机起动后进行发电机试验的需要。
（4）汽轮机在排汽缸温度高达65℃下允许长期运行；
在不高于80℃时，能低负荷长期连续运行。
2.2.1.5不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况：
（1）主蒸汽的参数不符合设计许用范围。
（2）排汽真空及温度超限。
报警背压：
16KPa（a）报警排汽温度：
＞80℃
脱扣背压：
19.6KPa（a）脱扣排汽温度：
100℃
（3）汽缸金属温差超限。
上下缸温差50℃
（4）转子轴向位移及差胀超限。
轴向位移＋1.0或－0.6mm
差胀＋3或－2mm
（5）长时间空负荷。
供方提供背压——负荷安全运行曲线。
2.2.1.6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。
汽轮机易损件设计使用寿命，供方应在供货条件中予以规定，工作温度高于450℃的紧固件，考虑其松驰性能,并保证在大修间隔期内运行安全可靠。
供方提供投产第一年因产品质量引起的强迫停用率及连续可调时间的保证。
机组第一年利用小时数不少于6500小时，年平均运行小时数不少于8000小时，连续运行天数不少于300天（非汽轮机造成的停机事故除外）。
强迫停运率小于2%,机组可用系数大于90%。
2.2.1.7汽轮机大修周期不少于3年。
2.2.1.8机组的允许负荷变化率
（1）从100%～50%MCR不小于5%/分钟
（2）从50%～20%MCR不小于2%/分钟
（3）允许负荷在50%～100%MCR之间的变化幅度为不小于2%/分钟。
2.2.1.9机组在额定转速值的97～101%的转速下长期连续运行，各级调频叶片的振动频率都处于合格范围内。
2.2.1.10主蒸汽参数偏离额定值的允许变化范围应满足下表要求：
参数名称
限值
主蒸汽
压力
任何12个月周期内的平均压力
≤1.00P0
保持所述平均压力下允许连续运行的压力
±
0.490MPa（a）
温度
任何12个月周期内的平均温度
≤1.00t0
保持所述平均压力下允许连续运行的温度
≤t0（＋5/－10℃）
注:
P。
为额定的主蒸汽压力值。
t。
为额定的主蒸汽温度值。
2.2.1.11供方对汽轮发电机组（包括发电机）整个轴系的振动及监视仪表、临界转速、润滑油系统和联轴器等负责统一归口设计，保证机组的轴系有良好的稳定性。
汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速避开-15%至+15%的区间。
轴系临界转速值的分布有安全的暖机转速和进行超速试验转速。
2.2.1.12供方提供的转子保证汽轮机在所有稳定运行工况下（转速为额定值时）运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直、横向或轴向均不大于0.03mm，转子轴系在通过临界转速时各轴承座上振动测量值不大于0.10mm。
2.2.1.13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4.9
kPa（a）范围内，具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。
从手动危急保安器动作到主汽阀完全关闭的时间小于1.0秒，同时关闭全部调节阀及抽汽管道逆止阀。
2.2.1.14汽轮机的起动方法和必要的运行数据，见2.4.2，2.4.3节。
2.2.1.15热耗保证值
（1）经误差修正的热耗试验值相对热耗保证值的允许偏差为1。
（2）提供进行热耗值的测量、计算、校正时用的有关规程、规定。
热耗率试验标准采用ASMEPTC6.1标准或GB标准。
（3）测定热耗值用的仪表及精度，由供方提出意见，经需方认可。
2.2.1.16高压加热器不属主机配套设计，但供方在汽机热平衡计算时，提供额定及最大工业抽汽工况下各高压加热器端差和各种参数。
2.2.1.17距汽轮机化妆板外1米，所测得的噪声值低于90分贝（A声级），对于其它辅助设备不大于85分贝（A声级）。
2.2.1.18在任何功率下，调节系统的迟缓率不超过0.3%。
2.2.1.19在额定蒸汽参数下，转速不等率3~6%额定转速范围内。
2.2.1.20在空负荷时，DEH能使汽轮机的转数在2880～3180的范围内变化。
2.2.1.21危急保安器的动作转速值为额定转速值的109%～111%。
2.2.1.22除危急保安器外还设超速保护装置，其最高动作转速不超过115%额定转速。
2.2.1.23汽轮机组设置两只危急保安器和一套电子超速保护装置,并有可靠的动作指示器。
2.2.1.24机组在额定工况或最大工况时甩负荷后能维持空转，并能自动回复到空负荷转速。
2.2.1.25额定工况是指在额定的主蒸汽及抽汽参数，额定进汽量，额定背压,回热
系统正常投入条件下，发电机端输出50MW。
2.2.1.26无
2.2.1.27汽机最低持续运行负荷为最小凝汽量，在大于最小凝汽量时,汽轮机能持续稳定运行。
2.2.1.28调节系统设置运行时能活动危急保安器的试验装置。
2.2.2汽轮机本体结构设计要求
2.2.2.1一般要求：
（1）供方提供的汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的。
不使用试验性的设计和部件；
（2）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ASMETDP-1-1980标准执行；
（3）供方对所有连接到汽缸上的管道，提出作用力及力矩的范围要求并给出附加热位移值；
（4）汽机流通面积有8～10%的额定蒸汽流量的富裕量。
2.2.2.2汽轮机转子及叶片：
（1）汽轮机转子彻底消除残余内应力；
（2）转子的临界转速符合2.2.1.13节的要求；
（3）提供转子的脆性转化温度值（FATT）≤121℃，此值不影响机组的启动灵活性；
（4）转子相对推力瓦的位置设标记，以便容易地确定转子的位置；
（5）叶片的设计是精确成熟的，在允许的周波变化范围内不产生共振；
（6）末级叶片设计应满足下列技术要求：
1）低压末级及次末级叶片具有必要的抗汽蚀措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口；
2）在选用叶片型线时，应使得在较宽的背压变化范围内，叶型损失随流量和汽流速度的变化较小；
3）要满足末级叶片容积流量变化大的特点，减小余速损失。
从强度、刚度及控制振动上采取措施设计末级叶片；
4）末级叶片的材料要选用高强度的能承受大的交变应力的材料，1Cr12Ni2W1MO1V。
（7）叶根固定尺寸准确，具有良好互换性，以便顺利更换备品叶片；
（8）说明转子及叶片材料，转子重量、转子的惯性矩GD2值：
转子材质30Cr1MO1V
各级叶片材质1Cr11MOV，1Cr13，2Cr13
转子重量17500kg
（9）汽轮机转子在制造厂内进行高速动平衡试验，允许不揭缸进行转子动平衡。
2.2.2.3汽缸
（1）汽缸的设计能使汽轮机在起动、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量小，能始终保持正确的同心度。
（2）汽缸进汽部分及喷嘴室的设计能确保运行稳定，振动小。
（3）提供汽缸喷水装置。
（4）提供保护整个机组用的真空薄膜。
（5）提供汽缸法兰螺栓的搬手及电加热装置，包括所有附件。
（6）提供揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施。
（7）汽缸上的压力（包括调节级）、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。
（8）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。
（9）排汽缸有足够刚度,防止高真空下变形。
2.2.2.4轴承及轴承座
（1）各轴承的设计确保在额定转速下不出现油膜振荡。
油膜失稳转速大于额定转速125%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，同时是自对中心型的,不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整。
（4）任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65℃。
（5）运行中各轴承设计合金材料最高温度不超过90℃，乌金材料应允许在105℃以下长期运行。
（6）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。
（7）在轴承座的适当位置上，装设测量轴承在垂直方向上振动的装置。
（8）汽轮机采用刚性非落地轴承，保证当排汽温度上升时不影响轴承而造成振动。
2.2.2.5主汽门、调速汽门
（1）主汽门、调速汽门严密不漏。
（2）主汽门、调速汽门的材质能适应与其相联接管道的焊接要求。
（3）调速汽门应具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。
（4）提供主汽门永久阀芯。
（5）提供主汽门使用的蒸汽滤网。
2.2.2.6汽轮机润滑油系统
（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及调节系统用油量。
（2）润滑油系统包括主油箱、主油泵、高压启动油泵、交流润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵、射油器，冷油器、阀门、管道、仪表等设备均由供方提供，满足每台汽轮发电机组轴承和调节系统用油的需要，另外回油管上有窥视孔及温度计插座。
（3）油箱容量的大小满足机组在失去交流厂用电以致冷油器冷却水中断情况下停机时，仍能保证机组安全惰走和停机后的轴承冷却要求。
此时润滑油箱中的油温不超过75℃，并保证循环倍率大于8。
（4）主油箱上应设置一台全容量用交流电动机驱动的抽油烟机，并提供电加热器及温控设备，电加热器加热温度到40℃。
（5）汽轮机油系统所用管道及附件有足够强度，按两倍以上的工作压力进行设计,油系统中的附件不使用铸铁件。
（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操作的起动试验阀门。
（7）对于任一冷油器，在汽轮机额定功率和给定的最高冷却水温下，管子堵塞5%时考虑水侧污染系数后，冷油器的换热量不小于该冷油器50%的实际换热量。
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。
（8）凡有可能聚集油气的腔室，如轴承箱、回油母管等的油烟气可通过油系统的排油烟机排出体外。
（9）汽轮机结构和系统设计上，应防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。
（10）油系统中各项设备如轴承箱、冷却器等，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道、附件、表计等均由供方配套提供。
（11）供方应说明在安装和运行中如何保证油系统清洁的主要技术措施（详见产品使用说明书）。
2.2.2.7盘车装置
（1）盘车装置是自动脱扣型的，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）用户自行成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。
2.2.2.8轴封供汽系统
（1）轴封系统应是自动的，能防止汽机进水而损坏机组。
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。
（2）轴封系统上配置一套可靠的调压装置，以满足向各轴封的供汽参数要求。
（3）设一台100%容量的轴封蒸汽冷却器，2台100%容量的轴封风机。
（4）提供所采用的轴封用汽系统图。
（5）轴封系统应有防止向油侧漏汽的措施。
2.2.2.9汽轮机疏水
（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，分别送入疏水膨胀箱。
（供方提供）
（2）系统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的疏水。
2）汽轮机的主汽门上、下阀座的疏水。
3）汽室和汽缸进口喷咀间的主蒸汽管道疏水。
4）管道上低位点疏水。
2.2.2.10保温和保温罩壳
（1）供方负责汽轮机本体及附属设备的保温设计，并向需方提供图纸、材料清单、说明及安装文件，保温材料由需方自理。
（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）按规程启停和运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差不超过规定的极限值50℃。
（4）提供汽轮机在运行过程中可拆卸的化妆板（即设备罩壳），其上适当开孔，以便排出热气。
（5）对于需拆卸部分的保温采用毡式保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。
（6）设备及主要管道的保温层表面上，应敷以金属罩壳。
（7）应选用性能好且不含石棉制品的保温材料。
2.2.3热工检测及控制技术要求
（1）供方在设计汽轮机设备及其系统时，同时考虑各种工况下的安全及合理的运行
操作方式，用书面文件提出参数测点布置及控制和保护的要求。
（2）随汽机本体供应的检测元件、仪表及控制设备必须是先进的、可靠的通用产品。
选用的仪表不含有水银等有毒物质。
供方成套提供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。
（3）汽轮机有汽封压力控制装置。
轴封压力调节由DCS实现，不使用基地调节仪，轴封压力调节阀应配置相应的附件以满足此要求。
（设计院成套）
（4）供方提供安装在本体范围内，供就地检查用的压力表、温度表、液位计等。
（5）本体范围内的传感器、检测元件引至安装在汽轮机本体上的厂供接线盒。
接线盒的位置便于安装和维护。
接线盒内的端子数适当考虑备用。
（6）汽轮机抽汽管道上装设液动控制的快速关闭抽汽逆止阀，逆止阀与自动主蒸汽阀关闭信号、加热器保护信号和发电机跳闸信号联锁动作。
抽汽逆止阀要求电源为220V直流电。
（7）供方随本体成套供应下列设备：
1）汽轮机本体监测仪表（TSI）采用进口产品，其监测项目至少有：
胀差、相对膨胀、轴向位移、大轴偏心率、轴承振动、油动机行程指示（或阀门开度指示）、汽轮机转速等。
这些仪表应供传感器到前置器之间电缆；
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。
2）测量汽缸壁等金属温度的热电偶采用铠装热电偶，E分度双支型，其长度能满足直接接至制造厂提供的接线盒要求。
供方配供必要的测点，并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、允许的差值及安装附件。
3）测量支持轴承和推力轴承等金属温度应与汽轮发电机制造厂配供于发电机轴承上的相一致。
热电阻为PT100双支三线制，供方应提出各轴承温度的正常值、越限值，并应提供安装附件。
4）紧急停机系统（ETS）。
所需的开关量仪表，按双重化或三重化（如超速保护）方式设置。
（8）汽轮机调节系统
汽轮机采用DEH控制系统（DEH-NK），满足机组可靠、安全运行。
DEH应由汽轮机供方配套。
DEH系统为低压全电调系统。
供方提供完整的DEH控制系统（包括操作员站、工程师站、打印机、硬手操板、DEH机柜等）。
DEH控制系统满足如下技术要求：
1）转速控制
2）负荷控制
3）阀门试验
（9）紧急停机系统（ETS）满足如下要求：
1）对汽轮机有超速保护装置；
2）对所有跳闸条件均具有试验功能；
3）从危急保安器动作到主汽门完全关闭的时间小于1秒。
4）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（如超速保护）方式设置。
5）在下列事故状态下（但不限于此），汽轮机设有自动关闭主蒸汽阀、抽汽逆止阀和调节阀的停机保护：
·
汽轮机转速超过危急保安器动作转速；
汽轮机背压低于制造厂给定极限值；
润滑油压下降超过极限值；
转子轴向位移与推力瓦温度超过极限值；
其它停机保护接口（提供6路备用停机接口）
配供保护系统中的电磁阀、电源采用220伏直流电源。
（10）供方归口并提供协调汽轮机、发电机整个轴系振动的测振一次元件。
（11）本体所带的一次元件及仪表的备品备件必须满足本体的一个大修周期的需要。
（12）主汽门的开闭信号由DEH系统提供。
2.2.4凝汽设备
2.2.4.1主凝汽器
（1）一般要求
A.凝汽器采用双流程，设计冷却水温度20℃，面积3600m2,可以
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