自备热电工程第六标段项目汽轮机背压改造招标文件技术部分.docx

1、自备热电工程第六标段项目汽轮机背压改造招标文件技术部分XXXX有限公司自备热电工程第六标段招 标 文 件 （技 术 部 分）招标单位：XXXX有限公司 XXXX年2月 目 次本标书定义：甲方：XXXX有限公司，以下简称：甲方。乙方：投标单位，以下简称：乙方。1. 总要求1.1 本招标书是对XXXX有限公司自备热电工程第六标段，将#2汽轮机（抽凝机组）改造为抽汽背压式汽轮机进行招标的技术性文件，内容包括该设备本体改造及其附属系统（包括调节装置及附属系统、设备、电气、控制部分）的总体设计、制造、安装（包括原部分设备的拆除）、调试、性能试验及技术服务等方面的要求，以及为保证改造后的背压机组安全经济运

2、行而对该机组原配置的设备、系统、阀门等进行更新；1.2 本工程是“交钥匙工程”，由此引发的一切与本工程相关的工作均由乙方负责；1.3 汽轮机的改造不改变原有土建部分及混凝土框架，并尽可能利用原有的运转层及钢结构部分；1.4 改造要充分考虑，电厂孤网自备运行。1.5 本次改造并不排除乙方提出的优于本改造方案的方案，但应在提交的文件中详细阐明；1.6 标准、规范及参考文件1.6.1 汽轮发电机组的设计、材料、改造、检验、试验、包装、运输及安装等标准除满足本规格书中的要求外，还应满足国家标准、行业标准、法规和规范。1.6.2 乙方应完全满足标准规范中有关设计、材料、改造、检验、试验、包装、运输及安装

3、等的有关要求，并对此负有全部责任。1.6.3 如果技术文件中存在冲突时，乙方应按以下顺序执行： 采购合同 本技术规格书 所附的技术文件及补充协议 通用标准规范 制造厂标准规范如果本规格书与地方的标准规范及法令的某些要求或标准规范之间的某些要求有冲突时，在汽轮发电机组的设计、改造和试验过程中应按下述要求进行： 企业标准 行业标准 国家标准1.6.4甲方对制造文件的审核不能减轻或取消乙方对所供汽轮发电机组应负的责任、质量保证或其它相关义务。1.6.5 汽轮机组的改造设计、材料、检验、试验和安装施工应满足以下条款和标准的要求：（） 所附的工艺数据表 （） 中国的有关材料标准最新版（） GB150 最

4、新版（） GB151 最新版（） JBT4735 最新版（） 固定式发电用汽轮机技术条件GB55781985（） 汽轮机主要零部件（静子部分）加工装配技术条件Q/CCF J3403-1999（） 汽轮机主要零部件（转子部分）加工装配技术条件Q/CCF J3401-1999（） 汽轮机总装技术条件JB/T9637-1999（） 汽轮机冷油器（管式）尺寸系列和技术条件JB/T9634-1999（） 汽轮机调节系统技术条件JB/T10086-1999（） 电站汽轮机热力性能验收规程GB81171987（） 汽轮机与汽轮发电机连接尺寸JBT13291991（） 汽轮发电机组中心标高与安装尺寸JBT13

5、301991（） 汽轮机防锈技术条件JB/T29011992（） 汽轮机包装技术条件JB28621992（） 汽轮机油漆技术条件JB29001992（） 工业金属管道设计规范GB503162000（） 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇） DL 5011-92（） 供配电系统设计规范 GB50052-95（） 透平型同步电机技术要求GB/T 70642002 （） 固定式发电用汽轮机技术条件GB5578-1985（） 电站汽轮机热力性能验收规程GB8117-1987（） 汽轮机安全监视装置技术条件GB/T 1339-1992（） 机械振动、刚性转子的平衡质量要求ISO1940 （） 钢制

6、管法兰ANSI B16.5 （） 压力容器安全技术监察规程（1999年版）（） 钢制压力容器 (GB150-1998)（） 工业金属管道设计规范GB503162000（） 火力发电厂设计技术规程DL50002000（） 火力发电厂汽水管道设计技术规程DL/T50541996（） 汽轮机及其辅助设备、阀门的噪音值在设备外1m小于90db（A）。（） 包装运输标准最新版（） 电力建设施工及验收规范（建筑工程）SDJ69-87（） 火电施工质量检验及评定标准热工仪表及控制装置篇（1998年版）(行业内部标准)（） 电力建设施工及验收规范(热工仪表及控制装置篇) SDJ279-90（） 火电工程调整试

7、运质量检验及评定标准（1996年版）(行业内部标准)（） 电缆线路施工及验收规范GB50168-92（） 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169-921.7 本招标书提出的是设备所能达到的最低限度的技术要求，并未对所有技术细节作出规定，也未充分引述各相关标准和规范的具体条文，乙方应提供符合本招标书和最新工业标准的优质产品及其附属设备；1.8 如果乙方没有以书面形式对本招标书的条文提出异议，则表明乙方完全响应本招标书所提出的要求。如有异议，均应在投标书中以“对招标书的意见和与招标书的差异”为标题的专门章节中加以详实的阐述，并以甲方的最后确认与否为准；1.9 本招标书经甲、乙双方确认

8、后作为合同的技术附件，与合同正文具有完全同等的法律效力；1.10 乙方采用的语言、文字形式应为中文；1.11 本工程设甲方或监理工程师对该工程中的工作进行监管，中标方应接受管理。2. 工程概况2.1 XXXX有限公司位于XX市XX路XX号。XXXX有限公司#2汽轮机为上海汽轮机厂生产的CC50-8.83/4.12/1.47型高温、高压、单缸、冲动、双抽、凝汽式汽轮机，额定功率50MW，调节方式为喷嘴调节，设计有4.12Mpa和1.47Mpa两段调整抽汽，4.12Mpa抽汽的额定抽汽量75T/H,最大抽汽量为180T/H；1.47Mpa额定抽汽量120T/H，最大抽汽量200T/H。该汽轮机设有

9、自动主汽门一只，高压调门四只，中压调门四只，旋转隔板一只。#2机与#1、#3机运行关系：正常运行情况下，三台机给水、主汽均母管制运行，1.47Mpa抽汽与#1机抽汽并列运行，4.12Mpa与减温减压器切换运行。汽轮机保护为继电器控制。此次改造目的是将双抽凝式汽轮机改造成抽汽背压式汽轮机。2.2 改造要求：2.2.1背压定为0.98MPa(可调范围0.78 MPa -1.27 MPa),工业抽汽压力定为4.12Mpa；2.2.2 改造后机组能按抽背机方式安全可靠地运行；2.2.3 汽轮机热力系统在改造过程中，应根据机组的经济性和安全性进行优化设计，并进行热平衡计算；2.2.4 汽轮机第八级旋转隔

10、板去掉，应重新设计；2.2.5 汽轮机转子的轴向推力、临界转速需重新核定，并采取合适的措施；2.2.6 原有抽汽口及管道能否满足改造后的0.98MPa最大供热量，应重新计算；2.2.7 改造后的背压机应设置启动用排汽阀，原有安全阀排汽量是否满足改造后的要求，应重新计算；汽轮机改造后，应考虑#2轴承座支撑加固方案；2.2.8 改造后机组胀差、轴向位移等变化较大，应重新制订启停曲线与限制参数；2.2.9 改造后，汽轮机最大进汽量应与改造前基本持平，同时最低进汽量可按140T/H考虑。2.3 改造原则：汽轮机基础不变；原汽缸支撑方式不变；与发电机的连接方式不变；尽可能利用原有设备和原有管道。3. 改

11、造方案说明 乙方可提出改进意见。3.1 本体部分改造3.1.1 通流部分为保证背压为0.98MPa，根据原机组通流结构及制造厂家提供的热力特性数据，利用原转子的前8级就可以满足抽背机通流的需要。原转子共有16级叶轮，改造时保留前8级，车去9-16级叶轮叶片。车留下的轮毂部分尺寸在详细设计阶段按轴系配重和轴封需要考虑。3.1.2 排汽缸和抽汽口：改造后背压排汽不能由原低压缸排出，利用原机去3低加抽汽口2Dg330排出，在原中压缸后部4个隔板槽上生根加4套闷板改造成背压机排汽缸后部，同时构成后轴封, 闷板间3档腔室设置为后轴封的3档漏汽，分别去高压除氧器，低压除氧器和汽封加热器。4套闷板中部均带有

12、汽封（类似隔板汽封），对应的轴上车有轴封齿。4.12MPa工业抽汽口仍为原机第3级后的工业抽汽口不变。详细设计阶段要考虑机组负荷分配。3.1.3 轴系问题和转子：3.1.3.1 由于原转子仅留下8级叶轮，转子重量和转动惯量发生重大变化，为保证机组运行时的稳定性，在详细设计阶段必须对新转子进行临界转速计算以及进行配重修整。3.1.3.2 转子的改造主要考虑：通流变化的要求，转子配重的要求，和前后轴封改造的要求。3.1.4 前轴封：由于车去916级叶轮，轴向推力发生较大变化，前轴封的改造主要是为平衡轴向推力，为此需要按详细设计时的结果更换全套前汽封和前汽封套筒。3.1.5 后轴封:改造后抽背机的后

13、轴封是原机中压缸后部加装的4套闷板改造成抽背机的排汽缸后部同时形成的。3.1.6 前、后轴承由于车去916级叶轮，转子重量发生很大变化。所以要更换汽轮机前、后支持轴承衬瓦，保证改造后的转子与轴承有效承压面积有一个合理的匹配，保证转子运行的平稳。3.2 排汽系统：抽背机排汽，利用原机去3低加抽汽口（2Dg330）转接至原机1.47MPa工业抽汽(2 Dg330)管道引出，汇合至Dg600去热网。3.3 轴封系统： 3.3.1 抽背机前轴封抽汽口与原抽凝机的变动如下：3.3.1.1靠大气侧最外档抽汽仍接至汽封加热器，与原机不变。3.3.1.2靠大气侧向内第2档原接至均压箱的抽汽口现取消（闷上）。3

14、.3.1.3 靠大气侧向内第3档原接至#1低加的漏气口改接至0.12MPa低压除氧器.3.3.1.4 靠大气侧向内第4档原接至#2低加的漏气口改接至0.6MPa（0.6压力是否能上高除）高压除氧器.3.3.1.5 靠汽缸侧最内档漏气仍接至#1（系统图上分两路，一路去#1高加，另一路去门杆漏气）高加, 与原机不变.3.3.2 抽背机后轴封。由中压缸后部内设置的4套闷板形成靠背压侧，中间，靠大气侧三个漏气腔室。3.3.2.1 靠近背压侧腔室借用原抽凝机去2低加抽汽口转接去高压除氧器。3.3.2.2中间腔室借用原抽凝机去1低加的抽汽管口，转接去低压除氧器。3.3.2.3 靠大气侧腔室需在原机15级至

15、16级之间的中压缸缸体上打洞并接至汽封加热器。3.3.3 原抽凝机后轴封废除。3.3.4 原抽凝机均压箱废除，原因是背压机无冷凝器，使均压箱无排汽处，所以形成不了“均压”。3.3.5 轴封加热器改造。3.3.5.1 原抽凝机汽封加热器由两台轴抽风机建立负压。原轴加(型号：JC251，加热面积25平方米，设计压力管程2.45Mpa，壳程0.098 Mpa，设计温度管程150，壳程300)，与改造后轴封抽汽参数不匹配，所以应另采购汽封加热器和排风机（型号根据改造后轴封抽汽参数确定）来为轴封加热器建立负压。3.4 给水系统。3.4.1抽汽背压机抽汽、排汽供工业用后，不能回收，需补除盐水，补水依次经汽

16、封加热器、低压除氧器、#3低加和高压除氧器后经给水泵和1、2高压加热器进锅炉。3.4.2 原抽凝机#1、#2低加废除，#3低加汽源由背压排汽经原四抽管道供给。3.4.3高、低压除氧器的汽源可以来自背压排汽减压后获得或来自其他汽源，并要接收抽汽背压机前后轴封来的漏汽。3.4.4 #1、2进、出水电动门，危急放水电动门、疏水调节门需更换。3.5 加热器疏水3.5.1 高加疏水系统不变，#3低加疏水至#2低加、至凝器管道封死，#3低加疏水经低加疏水泵升压至#3低加出口上高除。3.5.2 轴封加热器疏水经多级水封至低位水箱。3.6 调节、保安系统液压调节系统改为数字电液控制系统（DEH），设计实施包含

17、在本次背压机改造工程中。3.7 发电机自动励磁装置2发电机KKL励磁装置改为PCS-9400型微机励磁系统，设计实施包含在本次背压机改造工程中。3.8 发电机空冷器更换配置与QFS-60-2型汽轮发电机组相配套的空气冷却器： 热交换量：480KW 耗水量：120th 水压：300KPa，安装时注意上下、左右方向，不得装反。设计实施包含在本次背压机改造工程中。附：#2汽轮机改造后热力系统图背压改造后热力系统图低压除氧器#2高加#1高加低加除盐水主蒸汽汽轮机给水泵中继泵高压除氧器电动主闸门自动主汽门至高除至锅炉低加来轴加来低除加热蒸汽4.12Mpa抽汽 二抽0.98 Mpa排汽至工业供汽母管Mpa

18、抽汽 至高除 三抽背压排汽至低除 减压阀 一抽 高除加热蒸汽背压4. 改造后汽轮机技术特性汽轮机型号调整抽汽背压式汽轮机型号CB -8.83/4.12/0.98额定功率（MW）由乙方填写最大功率（MW）由乙方填写主汽门前压力（MPa）（A）8.83主汽门前温度（）535汽轮机进汽量（t/h）由乙方填写 额定抽汽工况下由乙方填写最大抽汽工况下由乙方填写纯背压工况下由乙方填写抽汽压力（MPa）（A）4.12抽汽温度（）425额定抽汽量（t/h）75最大抽汽量（t/h）180额定转速（r/min）3000 旋转方向从机头端向发电机看为顺时针转背压（MPa）（A）0.98排汽温度（）由乙方填写额定排汽

19、量（t/h）由乙方填写最大排汽量（t/h）由乙方填写额定工况汽耗（kg/kWh）（计算值）额定工况热耗（kJ/kWh）（计算值）汽轮发电机组运行层标高（m）8供热煤耗（kg/GJ）由乙方填写发电煤耗（g/kwh）由乙方填写冷却水进水温度（） 20冷却水回水温度（） 38冷却水进水压力（MPa） 0.3冷却水回水压力（MPa） 0.34.1 汽轮机本体性能4.1.1 汽轮机能承受下列可能发生的运行工况：4.1.1.1 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单相短路重合或非同期合闸时所发生的扭矩。4.1.1.2 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

20、起动后进行汽轮机及发电机试验的需要。4.1.1.3 汽轮机能在最大抽汽负荷和额定排汽负荷同时出现、额定抽汽负荷和最大排汽负荷同时出现的工况下连续运行。4.1.1.4 汽轮机能在纯背压排汽的工况下运行。4.1.2 汽轮机设计使用寿命不少于30年。4.1.3 汽轮机大修周期不少于3年。4.1.4 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。4.1.5 主蒸汽参数偏离额定值的允许变化范围满足下表要求。参数名称限值主蒸汽压 力任何12个月周期内的平均压力 Po主蒸汽温 度任何12个月周期内的平均温度 to保持所述平均温度下允许连续运行的温度to注：Po

21、为主蒸汽额定压力，to为主蒸汽额定的温度4.1.6 机组的轴系有良好的稳定性。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。4.1.7 汽轮机在所有稳定运行工况下（转速为额定值时）运行时，在轴承座上测得的垂直、轴向、水平振动值，不大于0.03mm，在通过临界转速时转子轴承座上垂直、轴向、水平振动测量值不大于0.10mm4.1.8 机组在额定工况或最大工况时甩负荷后能持续空转，并能手动回复到额定转速。4.1.9乙方应在技术文件中明确汽轮发电机组不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况。4.1.10 本汽轮机有回热系统（考虑除氧用汽）。4.1.11 4.12MPa工业抽汽管道上应设置快关

22、阀。4.2 汽轮机本体结构特性4.2.1 一般特性4.2.1.1 汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的。4.2.1.2 机组的设计充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然震动。4.2.1.3 汽轮发电机组的滑销系统应能保证长期灵活，汽缸前后左右自由膨胀均一致。4.2.1.4 调节系统技术性能应符合ZBK54037-90（有新标准按照新标准执行）“汽轮发电机组调节系统技术条件”。4.2.1.5 调速系统动杆部分不漏油，空负荷及带负荷运行时工作稳定。4.2.1.6 当转速超过额定转速的911% 时，即达到32703330 r/min时，危急遮断器应脱扣。4.2.1.7 危急遮断器动作

23、后，至主汽门完全关闭时间不超过一秒。同时关闭全部调节汽阀和抽汽逆止阀。4.2.1.8 调节系统中应设有注油试验装置。4.2.1.9 危急遮断器动作后，汽机最大升速不超过额定转速的12%。4.2.2 汽轮机转子叶片4.2.2.1 汽轮机转子彻底消除残余内应力。4.2.2.2 转子的临界转速符合要求。4.2.2.3 低压末级叶片具有必要防冲刷防腐蚀措施。4.2.2.4 叶根固定尺寸准确，具有良好互换性，以便顺利换叶片。4.2.2.5 汽轮机转子在制造厂内进行动平衡试验。4.2.3 汽缸4.2.3.1 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，能保持正确

24、的同心度；汽缸的水平及垂直中分面应严密不漏。4.2.3.2 汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。4.2.3.3 提供揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施。4.2.3.4 汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和推挡间隙，当转子与汽封偶有少许碰触时,可不致损伤转子或导致大轴弯曲。4.2.4 轴承及轴承座4.2.4.1 各轴承的设计确保在额定转速下不出现油膜振荡。具有良好的抗干扰能力。4.2.4.2 检修时不需要揭开汽缸吊转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。4.2.4.3 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。4.2.4.4 各轴承的回油温度不超过65。4.2.4.5 运行中各轴

25、承合金最高温度不超过90，各轴承座的油档油封无漏油现象。4.2.4.6 推力轴承能持续承受所产生的最大推力。4.2.4.7 轴承座的适当位置上，装设测量轴承座振动的装置。4.2.5 汽轮机润滑油系统4.2.5.1 油系统设有可靠的供油设备，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。4.2.5.2 调速系统，润滑油系统包括主油箱、主油泵、注油器，2台容量各为100%的冷油器（一用一备）、阀门、管道、满足汽轮机组轴承用油及所需附件。4.2.5.3 主油箱上设置排烟装置。4.2.5.4 汽轮机油系统所有管道、主油箱、阀门、冷油器过油部分等均不得使用铸铁材质。4.2

26、.5.5 冷油器的设计和管路布置方式允许在任何一台停用时，均能保证汽轮机在额定工况下运行。并能保证冷油器能排放、清洗或调换。4.2.5.6 在汽轮机结构和系统设计上，防止有汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。4.2.6 盘车装置电动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。4.2.7 轴封供汽系统4.2.7.1 在机组启动和各种工况下，轴封供汽系统应能自动调整压力，满足汽封压力的要求。4.2.7.2 轴封系统有防止轴封汽水进入汽缸和轴瓦油系统的措施。4.2.8 汽轮机疏水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。4.2.9 系统管道阀门 为保证改造后的背压机组安全经济

27、运行而对该机组原配置的设备、系统、阀门等进行更换，至少包括两个电动主汽门、排汽快关阀；高加联程阀及逆止门、#1、2高加进汽电动门；#1、2冷水器本体；#3低加进汽门；#1、2、3抽汽逆止门；工业供汽至母管甲、乙电动门需更换。该项要单独报价。4.3 热工检测及控制技术4.3.1 乙方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。主要包括：4.3.1.1 位移、相对胀差、绝对胀差、轴承振动、油动机行程指示、各部压力温度、汽轮机转速、油箱油位计等。并能输出420mA、DC模拟量信号及开关量接点信号供甲方使用。4.3.1.2 测量支持轴承和推力轴承等金属温度与汽轮发电机轴

28、承上的相一致。4.3.2 电液调节控制系统应能满足如下技术要求：4.3.2.1 在额定初终蒸汽参数下和主蒸汽阀全开时，汽轮机的控制系统能维持汽轮机空转。4.3.2.2 汽轮机在额定初终蒸汽参数和额定转速下突然甩去额定负荷时，控制系统能控制汽轮机，转速在不致引起危急保安器动作的转速范围内。4.3.2.3 可调抽汽、排汽能稳定投入运行。4.3.3在下列事故状态下，汽轮机设有自动关闭主蒸汽阀和调节阀的停机保护：4.3.3.1 汽轮机转速超过危急保安器动作转速；4.3.3.2 排汽压力低于乙方给定极限值；4.3.3.3 润滑油压下降超过极限值；4.3.3.4 转子轴向位移与推力瓦温度超过极限值，超过乙

29、方给定极限值。4.3.3.5 高压抗燃油压力低超过极限值。4.3.3.6 发电机内部故障。4.3.4 调节系统主要技术规范4.3.4.1 DEH采用由纯电调和高压抗燃油液压伺服系统组成的数字式电液控制系统（DEH），与背压改造配套实施，能实现背压运行各种状态的控制方式，基本要求：DEH系统应能充分适应其它的包括机组事故工况（如RB）和工艺系统要求的各种启动方式。DEH系统至少应具有转速控制、负荷控制、超速保护、汽轮机发电机参数监视。4.3.4.2 整套DEH系统应包括微机处理单元,过程输入输出通道, 数据通讯系统,人机接口,液压伺服系统和必要的就地仪表等。4.3.4.3 通过采用适当的冗余技术

30、和可诊断到模件级的自诊断技术来保证DEH系统的高可靠性，系统冗余设计和抗干扰设计符合国家规范。所有进入控制和保护系统的重要模拟量(转速、功率、压力等)应三重冗余，重要开关量应三重或双重冗余。控制和保护控制器所用的重要模拟量和开关量均应分别设置I/O通道及发送器等。对操作员输入命令应有适当的规则进行检查。任何个别元件故障不应影响整个系统的工作。当供电电源中断或传感器、驱动装置出现故障时，系统应得到保护。4.3.4.4 控制系统设计符合IEC规定的安全设计原则，对可发生的误操作有防范措施，失去动力源时能安全停机。4.3.4.5 系统所提供的与运行人员的人机接口至少应包括一台LCD和键盘。对机组的启停运行监控和系统的自诊断信息应高度集中在LCD画面和键盘上。通过键盘和LCD画面，应能完成所有被控对象的操作并获取系统手动、自动运行的各种信息。4.3.4.6 DEH系统应采取有效措施，防止各类计算机病毒的侵害和DEH系统内存储器数据丢失