大庆50MW汽轮机招标书Word格式文档下载.docx
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2资料提交的基本要求
附件四交货进度
附件五监造、检验和性能验收试验
1概述
2工厂检验
3设备监造
4监造性能验收试验
附件六价格表
2报价表(格式)
附件七技术服务和设计联络
1中标方现场技术服务
2培训
3设计联络
附件八分包与外购
附件九大(部)件情况
附件十履约保函
附件十一投标保函
附件十二投标人资格审查文件
附件十三差异表
附件十四投标人需要说明的其它问题
附件十五投标人承诺函
附件十六投标人法定代表人授权书
附件十七投标人关于资格声明函
附件十八50MW汽轮机和60MW发电机配合协议书
附件一
技术规范
1.1本规范书适用于大庆石油化工总厂410t/h燃煤锅炉扩建工程的1台50MW汽轮机本体及其配套设备,它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2招标方在本规范书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。
投标方应提供一套满足本规范书和所列标准要求的成熟产品及相应的服务,对国家有关安全、环保等强制性标准,必须满足其要求。
1.3如未对本规范书提出偏标内容,将视为投标方提供的设备完全符合本规范书和标准的要求。
偏标内容(无论多少)都必须清楚地表示在标书文件中的附件十三“差异表”中。
1.4投标方应执行本规范书所列标准。
如有矛盾时,按较高标准执行。
1.5合同签定后3个月,按投标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,供招标方确认。
1.6本技术规范书规定1台50MW汽轮机设备的招标范围,投标方应保证所提供的设备是全新的、先进的、可靠、完整的,且组合布置合理。
所供设备应具有2台与招标相同或相近的、同类型或经全面改造后的同类型设备,并有2年以上的运行业绩,并被证明是成熟产品,且不低于同容量等级机组的先进水平。
设备安装地点:
大庆石化公司热电厂
主厂房零米海拔标高:
146.20m
历年平均气温4.4℃
室外历年日极端最高/最低气温38.3/-39.3℃
区域地震基本烈度:
6度
3.1系统概况和相关设备
汽轮机作为电厂热力系统主要设备与蒸汽锅炉匹配,向发电机提供连续的机械能。
为提高循环热效率,设置给水回热系统。
给水回热系统包括2台高压加热器、1台除氧器、4台低压加热器,给水泵为电动给水泵。
凝汽器兼有接受补水和凝结水初期除氧的功效,并应具有接收机组启动时为达到参数匹配必须排向凝汽器的工质的能力。
3.2安装运行条件
3.2.1汽轮机布置于封闭厂房内,运转层标高8.0m。
汽机房内设有桥式起重机,用于安装及检修。
汽轮发电机组带基本负荷并且具有调峰能力。
3.2.2锅炉给水水质
总硬度﹤1.0μmol/l
氧≯0.007mg/l
铁0.020mg/l
铜≯0.005mg/l
乙醛肟0.01~0.05mg/l
PH值8.8~9.3
3.2.3循环冷却水水质
含盐量≤4000mg/l
CL-≤300mg/l
悬浮物≤10mg/l
3.2.4动力电源
直流:
220V
交流:
380V、6000V。
4.1参数、容量
汽轮机型式:
额定功率:
最大功率:
50MW
60MW
主汽门前额定蒸汽压力:
8.826MPa(a)(90ata)
主汽门前额定蒸汽温度:
535℃
工业抽汽压力:
4.41-0.29+0.10MPa(a)
额定工业抽气量:
150t/h
最大工业抽气量:
200t/h
冷却水温:
25℃
额定出力时最高冷却水温:
33℃
最终给水温度:
215℃
转子旋转方向:
顺时针(从汽轮机端向发电机端看)
额定转数:
3000r/min
4.2性能要求
4.2.1汽轮机在下列条件下应能连续安全运行,发电机端出力为50MW,此时为额定工况(TRL);
此工况下的热耗值为保证值:
a)额定的主蒸汽参数;
b)额定的背压;
c)给水补水率为0%;
d)规定的给水温度;
e)回热抽汽全部投入(但不包括供热抽汽);
f)正常发电机冷却系统参数;
g)功率因数为0.85时。
4.2.2汽轮机在夏季能在下列条件下安全连续运行,发电机端出力为50MW,此时为能力工况(CCR):
b)背压为额定值,冷却水温33℃;
c)给水补水率为3%;
其余同4.2.1中d)~g)。
4.2.3汽轮机在下列条件下能安全连续运行,此时为最大连续功率工况(TMCR),发电机端出力为60MW,其功率是保证值:
a)额定主汽参数;
b)能力工况下的主汽流量;
其余同4.2.1内b)~g)。
4.2.4汽轮发电机组在下列条件下能安全连续运行,此时为阀门全开工况(VWO),出力为60MW:
a)调节阀门全开;
其余同4.2.1内a)~g)。
4.2.5汽轮机在下列条件下安全连续运行:
b)额定背压;
c)高压加热器全停;
d)补水率3%;
此时机组应能保证50MW。
4.2.6汽轮机在下列条件下能安全连续运行
a)额定主蒸汽温度;
c)主蒸汽压力8.8260.4413MPa(a)(905ata);
其余同4.2.1内c)~g);
此时出力应为50MW。
4.2.7汽轮机在下列条件下能安全连续运行:
a)额定主蒸汽压力;
b)主蒸汽温度5355℃;
其余同4.2.1内c)~g);
此时出力应为50MW。
4.2.8汽轮机在纯凝汽工况下能安全连续运行:
a)额定主蒸汽压力;
c)给水补水率为3%;
d)高压加热器全投;
e)额定背压;
f)此时出力应为50MW。
4.2.9投标方对不允许运行或不允许连续长期运行的异常工况,应有明确规定。
4.2.10汽轮机的零部件(不包括易损件)的设计使用寿命应不少于30年,按200000运行小时设计寿命,在寿命期内交变次数的保证模式如下:
a)冷态启动(大修以后)200次
b)温态启动(停机48小时后)1000次
c)热态启动(停机约8小时)2500次
d)极热态启动(停机2小时)150次
e)正常停机4000次
f)正常负荷变化12000次
投标方应在供货条件中予规定出汽轮机易损件的使用寿命,工作温度高于450℃的紧固件,应考虑其松弛性能。
机组第1年利用小时数应不少于6500h,从第2年开始年平均运行小时数应达到7500h,连续运行天数不少于180天(非制造质量造成的停机事故除外)。
投标方应给出在各种运行方式下,机组寿命消耗的分配数据及甩不同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地运行。
4.2.11汽轮机大修周期应达到4年。
4.2.12投标方应提出机组允许负荷变化率。
4.2.13机组能在周波48.5~50.5Hz的范围内持续稳定运行。
根据系统要求,机组的频率特性还应满足下表要求:
频率(HZ)
允许运行的时间
累计(min)
每次(sec)
51.5
52.0
51.0~50.5
48
47.8
47
>
30
180
连续运行
300
60
10
4.2.14投标方应提供汽轮机在运行中,主蒸汽参数偏离额定值的允许变化范围和允许的连续运行时间。
4.2.15汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应与工作转速避开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,应提供轴系各临界转速值。
4.2.16投标方提供的转子应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,无论垂直、水平或轴向均不大于0.03mm,在任何轴颈上测得的三个方向双振幅振动值不大于0.076mm,各转子及轴系在通过临界转速时双振幅振动值应不大于0.10mm。
4.2.17当汽轮机负荷从100%甩至0时,汽轮发电机组应能自动降至同步转速并带厂用电运行。
主汽压力也应降至变压运行的负荷----压力曲线的相应值,并自动控制汽轮机的转速,以防机组的脱扣。
4.2.18允许机组带负荷连续运行的时间及在额定负荷及持续运行下允许的最大背压值。
4.2.19当自动主汽门突然脱扣关闭,发电机仍与电网并列时,至少具有1分钟无蒸汽运行的能力,而不至于引起任何设备上的损坏。
4.2.20超速试验时,汽轮机应能在112%额定转速下作短期空负荷运行,这时任何部件都不应超应力,各轴系振动也不应超过允许值。
4.2.21提供汽机在不同启动条件下,定压、滑压(如果有)的启动曲线,从额定负荷到与锅炉最低负荷相匹配的定压和滑压(如果有)运行曲线,以及滑参数停机特性曲线(如果有)。
曲线中至少应包括主蒸汽的压力、流量、转速、负荷变化等。
4.2.22应提供汽轮机的启动程序(在各种启动条件下)和必要的运行数据。
4.2.23热耗保证值
a)机组净热耗率应按下表所列各工况提供资料;
b)机组额定工况的保证净热耗应不高于9209KJ/KW.h(2200kcal/kw.h);
c)投标方按下式计算汽轮发电机组在额定工况条件下的净热耗:
汽轮发电机净热耗=
WtX(Ht-Hf)
kWg
kJ/kw.h
式中:
Wt-主蒸汽流量kg/h;
Ht-主汽门入口主蒸汽焓kJ/kg;
Hf-最终给水焓kJ/kg;
kWg-发电机终端输出功率kW。
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、校正曲线及有关说明。
还应提供进行热耗值的测量、计算、校正时用的有关规程、规定。
当运行中有厂用蒸汽时,应提供热耗修正曲线。
d)测定热耗值用的仪表及精度,由投标方提出意见,经招标方认可。
热耗保证值为最高值,偏差为0。
投标方按下表要求填写并提供热平衡图:
序
号
项目
发电机净功率kW
排汽压力
MPa(a)
补给水率%
净热耗率
汽耗率
1
2
3
4
5
6
7
8
9
额定工况
能力工况
阀门全开工况
MCR工况
75%额定工况
50%额定工况
40%额定工况
30%额定工况
供热额定工况
50000
60000
37500
25000
20000
15000
0
3
4.2.24投标方应进行汽轮机和发电机组的扭振分析。
汽轮机与发电机各节点的设计扭距、扭应力和安全系数,应在投标书上注明,并说明所对应的异常工况。
4.2.25高压加热器不属于主机配套设备,但供方在汽机热平衡计算时,应提出各种运行工况下各高压加热器的端差和参数。
4.2.26汽轮机及其辅助设备,回热系统等的设计应满足相应规范和标准要求。
4.2.27阀门全开工况(VWO)应作为汽机及其辅助设备,回热系统等设计的基础。
4.2.28投标方应对汽轮机至发电机组整个轴系的振动、临界转速、润滑油系统及靠背轮负责统一归口设计(详见附件十八),以使机组具有较高的稳定性、安全性和可靠性。
4.2.29距汽轮机化妆板外1m,汽机运转层1.2m处,测得的噪声值应低于85db(A声级)。
4.3汽机本体结构要求
4.3.1一般要求
汽轮机及其附属设备应采用先进、成熟的设计,并具有制造相同容量机组2台及2年以上的成功运行实践经验,不允许使用试验性的产品和部件。
汽轮机的滑销系统应保证长期运行灵活,并能在运行中注入润滑剂。
机组的设计应充分考虑到可能意外发生的超速、进冷气、冷水、着火和突然振动。
应提出防止汽轮机进水的有效措施。
投标方对所有连接到汽缸上的管道,提出作用力和力矩的范围要求。
汽轮机本身应有稳定的缸体结构和足够的抗外载能力。
除回热抽汽外,机组所能供给厂用蒸汽的数量及参数应在标书中加以说明。
考核工况不包括厂用蒸汽。
4.3.2汽轮机转子及叶片
设置6个外置式测速探头,用于测量脉冲信号。
汽轮机转子应彻底消除残余内应力及残磁。
汽轮机设计应允许不揭缸进行转子的动平衡。
应提供各个转子的脆性转变温度的数值,并解释取得该数值的依据,以确认其正确性。
应力争降低转子的脆性转变温度,至少脆性转化温度值不应影响机组启动的灵活性。
转子相对推力瓦的位置应设永久性的标记,以便容易地确定转子的位置。
叶片的设计应采用三维扭曲自带冠叶片,使叶片在允许的周波变化范围内不致产生共振。
低压末级及次末级应采取必要的抗应力腐蚀及抗汽蚀措施,汽轮机应设有足够的除湿用的疏水口。
叶片应具有良好的互换性,以便顺利更换备品叶片。
应说明转子及叶片材料,提供重量、重心及转子的惯性矩GD2值。
汽轮机高、中、低压转子在出厂前进行高速动平衡试验,试验精度应达到相关规范的等级。
隔板采用焊接式结构。
静叶珊采用弯曲联合全三维成型技术。
4.3.3汽缸
4.3.3.1汽缸的设计,应能使其在起动、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为最小,并始终保持准确的同心度。
4.3.3.2高压缸进汽部分及喷嘴设计应适当加强,以确保运行稳定、振动小,进汽管密封环应使用耐磨金属制成。
4.3.3.3提供低压缸喷水系统中全部设备和自动控制装置。
4.3.3.4提供保护整个机组用的排汽隔膜阀(供两片备用隔膜)及紧急跳闸装置。
4.3.3.5提供汽缸法兰螺栓的扳手及电加热装置,包括所有附件及控制设备。
4.3.3.6提供揭缸时,分开汽缸结合面的装置及措施。
4.3.3.7汽缸上的压力、温度测点必须齐全,位置正确,符合运行、维护、集中控制和试验的要求。
4.3.3.8汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和推挡间隙,当转子和汽缸偶有少许碰触时,可不致损伤转子或导致大轴弯曲。
4.3.3.9在高压缸适当位置应设置汽缸在水平方向膨胀的监测装置。
4.3.3.10机组排汽缸外形设计应考虑检修方便。
4.3.4轴承及轴承座
4.3.4.1主轴承的型式应防止出现油膜振荡。
各轴承的设计失稳转速应避开额定转速25%以上,具有良好的抗干扰能力。
投标方须提供轴承的失稳转速及对数衰减率。
4.3.4.2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。
4.3.4.3主轴承应是水平中分面的,不须吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整,同时应是自对中心型的。
应提供各支持轴承的资料(包括设计、运行、维修等方面)。
4.3.4.4运行条件下,各轴承回油温度不得超过65℃,该轴承回油管上应有观察孔及温度计插座。
监视油流的照明装置应用防爆型的,电压不超过12V。
在油温测点及油流监视装置之前,不得有不同轴承油流混合。
4.3.4.5测量轴承金属温度,应使用埋入式双支铂热电阻,并将该热电阻的接线引致汽轮机本体接线盒。
运行中各轴承设计金属温度应不超过90℃,但钨金材料允许在110℃下长期运行。
4.3.4.6推力轴承应能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。
投标方提供显示该轴承金属的磨损量和每块瓦的金属温度测量装置,并提供回油温度表。
在推力轴承的外壳上,应设有一个永久性基准点,以确定大轴的位置。
4.3.4.7设置测量大轴弯曲、轴向位移、胀差和膨胀的监测装置。
4.3.4.8在轴承座的适当位置上,应设置测量轴承在垂直、水平、轴向三个方向上以及大轴振动的装置。
4.3.4.9轴承外油档采用复环式外油档。
4.3.5主汽门、调速汽门
4.3.5.1主汽门及调速汽门应严密不漏,能承受在主汽管道上进行1.5倍设计压力的水压试验。
4.3.5.2调速汽门的材质应能适应与其相连接管道的焊接要求。
投标方应提供主蒸汽管道、各阀门接头的焊接方法及加工图。
4.3.5.3主汽门及调速汽门应能在运行中进行遥控顺序试验。
还应具备检验后能够进行单独开闭试验的性能。
4.3.5.4提供主汽门在启动吹管及水压试验用的临时阀芯。
4.3.5.5提供主汽门使用的临时性的和永久性蒸汽滤网。
4.3.5.6提供吹管及水压试验后主汽门使用的备用密封垫圈,以及主汽门取出细滤网后须用的附加备用密封垫圈。
4.3.5.7机组起停中,在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位,应设有金属温度测点。
4.3.5.8高压主汽门壳体上,应设置停机后为使汽缸强迫通风冷却用的管座、接头和阀门。
4.3.5.9提供调速汽门、主汽门的流量特性曲线,调节阀全开时应能保证空负荷转速500r/min。
4.3.6汽轮机油系统
4.3.6.1主油泵设置于前轴承箱内与汽机主轴同轴。
4.3.6.2主油泵供给汽机调节用油并通过射油器供给轴承润滑油。
4.3.6.3主油泵通过专设的射油器保证其入口正压。
4.3.6.4应设置辅助及备用泵:
高压调速油泵1台,交直流润滑油泵各1台。
4.3.6.5设置3台冷油器。
4.3.6.6润滑油系统包括主油箱、主油泵、高压调速油泵、射油器、交、直流润滑油泵、顶轴油泵(如果采用),3台冷油器、管子、仪表、满足汽轮发电机组轴承用油及所需全部部件,例如回油管上的窥视孔、温度计插座和进油管上的活动滤网等。
进各瓦的油管路上应配备外油循环系统,并应在系统上安装活动滤网。
4.3.6.7油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备,在启动、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。
4.3.6.8油箱容量的大小应考虑到当厂用交流电失电的同时冷油器断水的情况下停机时,仍能保证机组安全惰走。
此时,油箱内油温不应超过80℃,并保证安全的循环倍率。
4.3.6.9主油箱上应设置2台100%容量的电动抽油烟机和除雾器。
油箱内应设置在较低温度下启动所须的电加热装置。
4.3.6.10汽轮机油系统所用油管道及附件应采用足够强度的厚壁管,至少应按2倍以上的工作压力进行设计。
尽量减少法兰及管接头连接,对靠近蒸汽管道的油管道采用套装结构,油系统中的阀门、附件不应使用铸铁件。
油系统中的阀门应保证开关灵活、关闭严密、运行不漏油、阀芯不能脱落。
4.3.6.11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”按钮和电磁操作的启动试验阀门。
4.3.6.12对3台冷油器,每台应根据汽轮机组在设计冷却水流量和最高冷却水温、水侧污染系数为0.001,以及管子堵塞数为5%等情况下的最大热负荷设计。
4.3.6.13凡有可能聚集油气的腔室,如轴承箱、回油母管等,应有排放油气的措施。
4.3.6.14应从汽轮机结构和系统设计上,长期可靠地防止有汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。
4.3.6.15油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管路等,应彻底清除残砂、焊渣、锈片等玷污物质,并经防腐处理后再妥善密封出厂。
4.3.6.16投标方应提供油系统清洁度的标准,阐述在安装和运行中如何保证油系统清洁的主要技术措施。
4.3.6.17在机组冷油器出口应设置能切换运行的两个滤网。
4.3.7顶轴系统(如果采用)
4.3.7.1顶轴系统的设计,要求能向每个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进行。
4.3.7.2顶轴泵为2台100%容量的高压容积泵,向汽轮机及发电机各轴承供油。
可布置在油箱上部或其它合适的位置,须保证可靠地运行并防止漏油。
4.3.7.3顶轴油系统必须设置安全阀以防超压。
4.3.7.4顶轴油系统须采用不锈钢管。
4.3.7.5顶轴油系统退出运行后,仍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。
故每一轴承顶轴油管路中要配置逆止阀及固定式压力表。
4.3.7.6顶轴油泵应设置入口油压低的闭锁装置和可检修的入口滤网,以保证顶轴油泵不受损坏。
4.3.8盘车装置
4.3.8.1盘车装置应是自动啮合型式,能使汽轮机组转子从停止状态启动,并能在正常油压下以足够的转速建立起轴承油膜,盘车转速由投标方确定。
4.3.8.2盘车装置的设计应能自动退出而不发生撞击,并不再自动投入。
4.3.8.3提供一套压力开关和连锁保护装置,防止在油压建立之前投入盘车装置,正在运行而供油中断时发出报警,以及当油压降低到不安全值时能自动停止运行。
4.3.8.4提供一套盘车装置,包括手动操纵机构、盘车电流表、转速表等。
4.3.9轴封供汽系统
4.3.9.1轴封供汽系统应是自动的,并有防止汽轮机进水的措施。
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汽装置。
4.3.9.2轴封汽源可来自于汽机抽汽、厂内辅助蒸汽及主蒸汽。
4.3.9.3轴封系统上应配置一套简便并十分可靠的调压、调温装置,以满足向高、低压缸各轴封供汽的参数要求。
4.3.9.4设一台100%容量轴封蒸汽冷却器。
设置2台100%容量的电动排气风机。
4.3.9.5提供接至集控室仪表和控制器的所有测量用的传感器、开关和其它装置。
4.3.9.6轴封蒸汽进口处应设置永久滤网。
4.3.9.7投标方应提供所采用的轴封系统图和系统说明书。
4.3.10汽机疏水和向空排汽系统
4.3.10.1疏水系统的设计应有防止汽轮机进水的措施,应能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。
系统还应使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。
疏水和排汽系统应为全自动,应提供全部仪表和控制装置。
4.3.10.2在失去电源或压缩空气气源时,所有疏水阀门应能自动打开。
4.3.10.3该系统应包括但不局限于下列各项:
a)收集和冷凝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的疏水。
d)各抽汽管道上逆止门的疏水。
e)管道低位疏水。
f)冷凝器附近疏水集箱上的试验用连接件。
g)应提供汽轮机疏水、排汽及其控制的系统图。
4.3.11保护装置
4.3.11.1汽机必须设有成熟可靠的危急保安系统,防止汽机超
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