360MW汽轮机协议Word格式文档下载.docx
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茌平信发物资供应服务有限公司电厂为公司自备电厂。
1.1.2厂区的岩土工程条件(后补)
1.1.3地震烈度
根据国家地震局《中国地震动反映谱特征周期区划图(GB18306-2001)》和《中国地震动峰值加速度区划图(GB18306-2001)》,广饶县地震动反应谱特征周期Tm为0.40s,地震动峰值加速度PGA为0.10g,相当于中国地震局1990年发布的《中国地震烈度区划图》(50年超越概率10%)的地震烈度Ⅶ度。
1.1.4运输
采用公路运输。
1.1.5燃料:
晋中贫煤
1.1.6水源
循环水、冷却水采用八一水库水。
1.1.7机组冷却方式
本期工程安装1台湿冷机组。
1.1.8气象条件
冬季寒冷、雨雪稀少;
春季回暖快,雨水较少;
夏季降水充足;
秋季日照充足、多晴好天气。
气温
年平均气温12.3℃
最热月平均气温27.1℃
极端最高气温41.9℃
最冷月平均气温-3.0℃
极端最低气温-23.3℃
湿度
月平均最高相对湿度(7月)82%
月平均最低相对湿度(1月)58%
年平均相对湿度68%
年平均绝对湿度12.0mb
降雨量
年平均降雨量594.33mm
月平均最大降雨量146.9mm
月平均最小降雨量4.8mm
日最大降雨量20.7mm
小时最大降雨量13.6mm
降雪量
最大降雪厚度200mm
设计雪载荷20克/平方厘米
风速及风向
最大风速(距地面10米高,10分钟平均)4.3m/sec
绝对最大风速3.9m/sec
冬季平均风速2.9m/sec
夏季平均风速2.7m/sec
年平均风速3.2m/sec
主导风向
夏季东南风
冬季西北凤
全年风向东南风12%
东风3%
东北风5%
夏季风向东南风17%
东风4%
冬季风向西北风4%
西风2%
大气压
年平均大气压1015.4mbar
月平均最低大气压998.16mbar
月平均最高大气压1032.7mbar
最高绝对气压1047.2mbar
最低绝对气压987.3mba
雷电
年平均雷电日26天/年
场地地层为强风化砂质页岩呈砂土碎块状,坚硬密实fk350KPa
场地类别I类
1.1.9工程计划进度
见商务合同。
1.1.10设备使用条件
机组运行方式:
定--滑--定方式运行
负荷性质:
带基本负荷并调峰运行。
机组布置方式:
室内纵向顺列布置,机头背向扩建端。
机组安装检修条件:
机组运转层标高12.6m,中间层6.6m。
最大起吊高度距运转层11.5m,单台行车额定起吊重量:
75t。
工作转速:
3000r/min
旋转方向(从汽机向发电机看):
逆时针
连续安全运行频率范围:
48.5~50.5Hz
从汽轮机向发电机看,润滑油管路为右侧布置。
给水泵为每台机组配置3台50%电动给水泵。
1.1.11服务设施
1.1.11.1冷却水水源与水质
检测项目
检测结果
检测依据
检测设备
K+(mg/L)
15.2
GB/T5750.6-2006
ICP-OES725
Na+(mg/L)
220
Ca+(mg/L)
126
DZ/T0064.22-1993
ICPQ-1000
Mg2+(mg/L)
39.7
IcPQ-1000
Fc2+(mg/L)
<
0.03
《水和废水监测分析方法》
HP8452A
Fe3+(mg/L)
0.14
AL3+(mg/L)
0.25
NH4+(mg/L)
9.19
GB/T7479-1987
Ba2+(mg/L)
0.04
Sr2+(mg/L)
1.93
Cl-(mg/L)
224
DZ/T0064.51-1993
ICS-2000
S042-(mg/L)
421
HC03-(mg/L)
283
《水质监测分析方法标准实务手册》
常规
C032-(mg/L)
0
OH-(mg/L)
N03-(mg/L)
0.86
N02-(mg/L)
24.0
GB/T5750.5-2006
全固形物(mg/L)
1322
GB/T11901-1989
菌落总数(CFU/mL)
252
GB/T5750.12-2006
浑浊度(NTU)
8
GB/T5750.4-2006
臭和味
无异臭无异味
环境温度(℃)28环境湿度(%RH)
溶解性总固体(mg/L)
1250
GB/T5750.4-2006
常规
悬浮物(mg/L)
72
GB/T11901-1989
总硬度(以CaC03计)(mg/L)
2ll
《生活饮用水卫生规范》2001版
负硬度(mg/L)
21
DZ/T0064.15-1993
碳酸盐硬度(mg/L)
非碳酸盐硬度(mg/L)
酚酞碱度(mg/L)
O
甲基橙碱度(mg/L)
232
《水质监测分析方法标准实务手册》
酸度(mg/L)
1.39
DZ/T0064.43-1993
PH
8.43
GB6920-1986
PP-25E
游离二氧化碳(mg/L)
12.2
DZ/T0064.47-1993
金硅(SiO2)(mg/L)
15.4
GB/T5750.6-2006
非活性硅(以SiO2计)(mg/L)
4.9
DZ/T0064.62-1993
CODMn(mg/L)
10.5
GB11892-1989-
BOD5(mg/L)
4.19
GB7448-1987
氨氯(mg/L)
7.O8
GB/T7479-1987
☆总有机碳(mg/L)
3.0
GBl3193-1991
——
∑阳离子(mmog/L)
21.89
∑阴离子(mmog/L)
20.26
备注:
☆为外检项目
1.1.11.2厂用和仪表用压缩空气系统供气母管压力最低为0.4MPa,最高温度为50℃。
1.1.11.3电源:
中压:
中压系统为6kV三相50Hz;
额定值200kW以上电动机的额定电压为6kV。
低压:
低压交流电压系统为400V、三相四线、50赫兹;
额定200kW及以下电动机的额定电压为380V;
交流控制电压为单相230V。
直流控制电压为220V,来自直流蓄电池系统,电压变化范围±
10%。
应急直流油泵电机额定电压为220V直流,与直流蓄电池系统相连,电压变化范围±
设备照明和维修电压
设备照明由单独的400/230V照明变压器引出。
维修插座电源额定电压为400V、70A、三相、50赫;
单相230V、20A。
交流电源供电。
1.2运行要求
1.2.1汽轮机大修周期不少于5年。
在正常情况下,机组的可用系数为99.5%,强迫停机率不高于0.5%。
强迫停运小时
强迫停机率=×
100%
运行小时+强迫停运小时
1.2.2机组负荷模式
按负荷分配模式,100%额定出力机组年运行小时数不低于7500小时。
1.2.3机组负荷性质
机组带基本负荷,并具有一定的调峰能力,其调峰范围为30%~100%机组额定出力。
机组能满足锅炉负荷为30%BMCR及以上时,投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。
1.2.4启动、并网和带负荷
机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。
卖方提供上述不同启动方式下从启动到并网到满负荷的启动曲线,见附图1~4,曲线中包括蒸汽温度、压力、流量和汽机转速、负荷,以及从锅炉点火到汽机冲转的时间(与锅炉供应商协商提供),到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时间。
1.2.5汽机旁路系统
机组设有汽机高、低压两级串联旁路系统,即主蒸汽通过高压旁路,经再热冷段蒸汽管道进入锅炉再热器,再热器出口蒸汽通过低压旁路而流入凝汽器。
1.3总的技术规范
1.3.1机组保证使用寿命不少于30年。
1.3.2当汽轮发电机孤立运行时和与其他发电机组并列运行时,均能平稳地、有控制地向系统供电。
机组在其保证使用寿命期内,能在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时,能承受其端部任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形,而且能承受非同期误并列的冲击,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。
1.3.3机组的额定参数
(1)铭牌出力360MW
(2)机组型式亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、双排汽、一级非调整工业抽汽
(3)额定参数*
主蒸汽压力17.75MPa.a
温度540℃
再热蒸汽压力3.860MPa.a
再热蒸汽温540℃
额定排汽压力4.9kPa
高压缸排汽温度336.3℃
给水温度255.0℃
额定转速3000r/min
冷却水温(设计水温)20℃
维持额定功率时的最高冷却水温33℃
1.3.4热循环:
一次再热与二级高压加热器,一级除氧器和四级低压加热器组成七级回热系统。
2汽轮机技术规范
2.1汽轮机本体设备性能规范
2.1.1汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行,发电机输出铭牌功率360MW(扣除静态励磁消耗的功率)。
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)额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数,所规定的汽水品质。
2)汽轮机低压缸排汽压力为11.8kPa;
3)补给水量为3%;
4)最终给水温度257.6℃;
5)全部回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽;
6)电动给水泵满足额定供水参数;
7)发电机效率不低于98.7%,额定功率因数0.85(滞后),额定氢压。
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(扣除采用静态励磁所消耗的功率)称为最大保证出力(T—MCR):
1)额定主蒸汽及再热蒸汽参数,所规定的汽水品质;
2)汽轮机低压缸排汽压力为4.9kPa.a;
3)补给水量为0%;
4)最终给水温度257.8℃;
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当机组功率为360MW时(扣除静态励磁耗功)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汽轮机易损件的使用寿命,在供货条件中予以规定,工作温度高于450℃的紧固件,考虑其松弛性能,并保证其在大修间隔期间内运行可靠。
2.1.6汽轮发电机组在所有稳定运行工况下(转速为额定值)运行时,在任何轴承座上测得的垂直、横向和轴向双振幅绝对振动值不大于0.025mm,在任何轴颈上测得的垂直、横向双振幅相对振动值不大于0.076mm。
各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅绝对振动值不大于0.1mm,各轴颈双振幅相对振动值不大于0.20mm。
刚性联轴器法兰端面的瓢偏不大于0.02mm,法兰外圆(或内圆)的径向晃度不大于0.02mm。
在《安装维护说明书》中明确安装扬度曲线及冷态标高的数值。
不考虑现场动平衡解决卖方自己设计及制造误差,如果确有需要不能超过两次,如果增加次数,则由卖方负责发电量的损失。
2.1.7汽轮机能承受下列可能出现的运行工况:
(1)汽轮机轴系,能承受发电机出口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空负荷运行,允许持续空负荷运行的时间,能满足汽轮机起动后进行发电机试验的需要。
(4)汽轮机在排汽温度高达65℃下允许长期运行;
在不高于80℃时,能低负荷连续运行。
(5)汽轮机允许在制造厂提供的最低功率至额定功率之间带调峰负荷或两班制运行。
2.1.8汽轮机在下列异常工况不允许运行:
(1)轴振大于130微米(峰-峰);
(2)背压值:
空负荷时大于8kPa(a)
100%负荷时大于16kPa(a)
(3)频率<
47Hz,或>
51.5Hz(详见.2.1.12);
(4)超速大于112%。
其它各项限值指标在随机提供的运行手册中作详细说明。
2.1.9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,其寿命消耗不超过50%。
(1)冷态起动(停机超过72小时,金属温度已下降至满负荷值的约40%以下)100次
(2)温态起动(停机在10至72小时之间,金属温度已下降至其满荷值的约40%至80%之间)700次
(3)热态起动(停机不到10小时,金属温度超过其满负荷值的约80%以上)3000次
(4)极热态起动(机组脱扣后1小时以内,金属温度仍维持或接近其满负荷值)150次
(5)负荷阶跃(≥10%额定负荷)12000次
汽轮机易损件的使用寿命,卖方在供货条件中已规定,工作温度高于450℃的紧固件,已考虑其松驰性能。
机组在半年试生产期间试运行时间不小于3000小时。
商业运行第一年及以后,由于设备质量原因引起的强迫停机率小于0.5%。
机组年平均运行小时数不少于7500小时,年利用小时数6300小时,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)。
年运行小时数7500小时分配如下:
100%额定负荷:
3900小时
75%额定负荷:
2600小时
50%额定负荷:
1000小时
各种运行方式下,机组寿命消耗的分配数据见下表
启动次数
每次寿命损耗
寿命损耗
冷态启动
100
0.018%
1.8%
温态启动
700
0.006%
4.2%
热态启动
3000
0.009%
27%
极热态启动
150
1.35%
负荷阶跃
12000
0.001%
12%
机组总寿命损耗
46.35%
甩负荷的寿命消耗为0.022%。
2.1.10汽轮机大修周期不少于5年,机组的可用率和强迫停机率见1.2.1。
2.1.11机组的允许负荷变化率为:
(1)从100%~50%MCR不小于5%/每分钟
(2)从50%~20%MCR不小于3%/每分钟
(3)从20%~MCR以下不小于2%/每分钟
(4)允许负荷在50%~100%MCR之间的变化幅度为20%/每分钟。
2.1.12机组在整个寿命期间内能在周波48.5~50.5的范围内持续稳定运行。
根据系统运行要求,机组的频率特性满足下表要求。
频率(HZ)
允许运行时间
累计(min)
每次(Sec)
51.5
30
51.0
180
48.5~50.5
连续运行
48
300
47.5
60
47
10
46.547.0
2
5
2.1.13汽轮机运行中,主蒸汽及再热蒸汽参数偏离额定值的允许变化范围和允许连续运行时间见下表。
参数名称
限制值
主蒸汽
压力
任何12个月周期内的平均压力
≤1.00Po
保持所述年平均压力下允许偏离值
≤1.05Po
例外情况允许偏离值,但12个月周期内积累时间<12小时
≤1.20Po
冷再热压力
≤1.25Pr
及再热
蒸汽
温度
≤540℃
≤540+8℃
例外情况允许偏离值,但12个月周期内积累时间≤400小时
≤540+14℃
例外情况下允许偏离值,每次≤15分钟,但12个月周期内积累时间≤80小时
≤540+28℃
不允许值
大于540+28℃
表中:
Po、Pr各为主蒸汽及再热蒸汽的额定压力。
2.1.14机组在启动和正常运行时,主蒸汽与再热蒸汽温度两者之间的允许偏差值。
2.1.15卖方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、联轴器等负责统一归口,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%。
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,卖方提供轴系各临界转速值。
单位:
rpm
高压转子
中压转子
低压转子
发电机转子
一阶转速
2400
2440
1800
1361
二阶转速
>
4400
3515
2.1.16当汽机负荷从100%甩至零时,汽轮发电机组能自动降至同步转速或带厂用电。
运行主汽压力也降到变压运行的负荷——压力曲线的相应值。
并自动控制汽轮机的转速,以防机组脱扣。
2.1.17机组允许长期运行的最高排汽压力见背压曲线(附图5),负荷为零时0.008MPa.a,满负荷时0.016MPa.a,机组跳闸时的保护背压为0.021MPa.a。
当机组背压超过长期运行值而低于0.021MPa.a(例如背压升高到0.0186MPa.a)时,机组报警并及时将背压降至长期运行要求范围内。
2.1.18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0.0038~0.0186MPa.a范围内,至少具有1分钟无蒸汽运行的能力,而不致引起设备上的任何损坏。
2.1.19超速试验时,汽机能在112%额定转速下作短期空负荷运行,这时任何部件都不超应力,各轴系振动也不超过允许值。
2.1.20汽机在不同起动条件下,定、滑压的起动曲线,从额定负荷到与锅炉最低负荷相配合的滑压和定压运行曲线,以及滑参数停机特性曲线见附图1~4。
曲线中至少包括主蒸汽,再热蒸汽的压力、温度,流量、转速、负荷变化等。
2.1.21本机组采用中压缸启动,其起动程序和必要的运行数据见附件14附录5“360MW汽轮机的中压缸启动”。
2.1.22热耗和汽耗率保证值
(1)机组的热耗率及汽耗率按下表所列各工况提供资料。
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