B30MW+B15MW汽轮机招标文件.docx
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B30MW+B15MW汽轮机招标文件
青海盐湖集团综合利用项目二期供热中心工程
汽轮机技术规范书
广西电力工业堪察设计研究院
二OO九年三月五日
附件1技术规范
1总则
1.1本招标文件适用于青海盐湖集团综合利用项目二期供热中心3台30MW背压式汽轮发电机及其附属设备,1台15MW背压式汽轮发电机及其附属设备(含汽轮机控制系统DEH、汽轮机安全监测系统TSI、汽轮机紧急跳闸系统ETS等),包括对汽轮机及其附属设备的性能和结构设计、制造、检验、包装、运输、安装和试验(调试)指导、验收和服务等方面的技术要求。
1.2本招标文件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、规程和规范的条文,供方应保证提供符合本技术规范和有关中国国家GB系列、电力行业DL系列和其它行业最新工业标准要求的优质设计及产品;同时必须满足中国国家有关安全、环保等强制性法规、标准的要求。
如果供方提供符合达到相当或高于上述有关标准的其它公认的国际标准的设备或材料也可以接受。
供方在技术协议文件中应详细列出包括设计、制造、检验、包装、运输、安装和试验(调试)指导、验收、设备及配套附件、连接件、材料等所采用的标准、规程和规范名称供业主审查确认。
但不能免除供方在保证单个设备和整个系统正常运行、性能符合本技术规范要求方面应承担的责任。
1.3供方如对本技术规范中的技术条款有异议,应以书面形式明确提出,在征得需方或需方代表同意后,方可对有关条文进行修改。
如需方或需方代表不同意修改,则仍以需方或需方代表意见为准。
1.4在签订合同之后到供方开始制造之日的这段时间内,需方有权提出因标准、规程和规范发生变化而产生的一些补充和修改要求,供方应执行这个要求。
具体内容由需方、供方双方共同商定。
1.5本技术协议所使用的标准如与供方和配套方所执行的标准水平不一致时,按较高标准执行。
1.6只有需方有权修改技术协议。
合同谈判将以本技术协议为蓝本,作为合同的一个附件,并与合同文件有相同的法律效力。
双方共同签署的会议纪要、补充文件等也与合同文件有相同的法律效力。
1.7合同签订后1个星期,供方提供满足初步设计所需的图纸资料。
合同签订一个月后,供方和配套方应按照需方的时间、内容深度要求提供所需要的设计、施工文件以及设备资料等,并按照工程进度要求随时修正。
2工程概况和设备使用条件
2.1工程概况:
青海盐湖工业集团有限公司位于中国最大的干涸内陆盐湖——察尔汗盐湖,在青海省格尔木市。
青海100万吨钾肥项目总投资25.8586亿元,100万吨钾肥综合利用项目(以下简称综合利用项目)一期工程供热中心工程装机容量为100MW,配备
2台50MW抽凝式汽轮发电机组,相应配备3台250t/hCFB锅炉。
供热中心作为综合利用项目二期工程的配套工程,主要来满足综合利用项目二期工程的用汽要求,同时承担综合利用项目二期工程的部分电负荷。
根据工程汽、电用量的要求,以热定电,同时考虑与综合利用项目一期供热中心的蒸汽相互调节,本工程安装建设3台30MW背压式汽轮发电机组和1台15MW背压式汽轮发电机组,配备4台480t/hCFB锅炉,其中一台为备用。
2.2环境条件
2.2.1气象条件
多年平均气压:
735.2mbar(注:
以Pa(a)表示的为绝对压力;以Pa(g)表示的为表压力)
多年平均气温:
5.2℃多年平均最高气温:
6.2℃
多年平均最低气温:
4.2℃多年极端最高气温:
33.5℃
多年极端最低气温:
-29.7℃年平均相对湿度:
26%
年平均降水量:
24.0mm多年年最大降水量:
66.6mm
多年年最小降水量:
11.0mm多年日最大降水量:
15.1mm
地表以上10m处最大风速:
35m/s
多年平均风速:
4.3m/s主导风向:
西南(SW)
土壤最大冻结深度:
0.88m年平均最大降雪量:
2.7mm
年平均蒸发量:
3495.9mm历年最大积雪深度:
1cm
2.2.2工程地质:
地震基本烈度为7度厂区地质条件:
场地地质条件为粉质粘土层,其下土层为淤泥质粉质粘土夹粉土、粉砂及粉细砂。
地基土承载能力约为100~220Kn/m2,工程地质相对稳定,工程性能良好。
2.3设备使用条件
2.3.1机组运行方式:
复合滑压运行或定压运行
2.3.2负荷性质:
以热定电,保证工业用汽
2.3.3机组布置方式:
室内纵向布置
2.3.4机组安装检修条件:
机组运转层标高8m
2.3.5周波变化范围:
48.5~50.5Hz
2.3.6安装检修条件:
最大起吊高度8.55m(汽轮机运转层到行车大钩高度)
2.3.7机组年运行模式:
机组年利用小时7000小时,机组年运行小时数为8000小时。
2.3.8厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.588~0.785MPa,最高温度50℃。
2.3.9电源:
交流电源供电电压:
6kV,380/220V;直流电源供电电压:
220V(动力),110V(控制)。
2.3.10回热系统:
本工程按4×480t/h炉+3×B30MW+1×15MW建设,正常运行三台480t/h锅炉,其中一台备用。
全厂热力系统设置三台低压除氧器、四台高压除氧器,加热蒸汽由汽机排汽供给,高压除氧器工作压力为0.588MPa,低压除氧器工作压力为0.12MPa,给水出口温度分别为158℃,104℃,低压除氧器补水温度为15℃。
锅炉排污损失按3%考虑。
30MW背压机每台机设两台高压加热器,用于将给水温度加热到215℃。
因此,供方所供汽轮机数据应按全厂热力平衡计算。
2.4主要技术规范
2.4.130MW背压式汽轮机
2.4.1.1额定出力(发电机出线端)30MW;最大出力35MW
2.4.1.2机组台数:
3台
2.4.1.3额定参数
主汽门前蒸汽压力:
8.83MPa(a)主汽门前温度:
535℃
正常排汽压力:
1.275MPa(a)正常排汽温度:
306℃
额定进汽量t/h最大进汽量t/h
额定转速:
3000r/min
回热抽汽级数:
2
汽耗kg/kwh
内效率%
3台30MW背压式汽轮机额定对外排汽量(扣除高、低压除氧器加热蒸汽、高加蒸汽后)共约为:
550t/h
旋转方向:
从汽机端向发电机端看为顺时针
2.4.215MW背压式汽轮发电机
2.4.2.1额定出力(发电机出线端):
15MW;最大出力MW
2.4.2.2机组台数:
1台
主汽门前蒸汽压力:
8.83MPa(a)主汽门前温度:
535℃
正常排汽压力:
4.12MPa(a)正常排汽温度:
450℃
额定进汽量t/h最大进汽量t/h
额定转速:
3000r/min
回热抽汽级数:
无
汽耗kg/kwh
内效率%
旋转方向:
从汽机端向发电机端看为顺时针
15MW背压式汽轮机额定对外排汽量约为:
306t/h
3汽轮机的技术要求
3.1汽轮机本体设备性能要求
3.1.1铭牌工况(TRL):
汽轮发电机组能在下列条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行,发电机输出铭牌功率30MW和15MW,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:
3.1.1.1额定的主蒸汽参数
3.1.1.2排汽参数为额定值
3.1.1.3回热系统正常运行,不带厂用辅助蒸汽
3.1.1.4空气冷却器进水温度33℃,进水压力0.55MPa
3.1.1.5发电机效率97.8%,发电机额定功率因数为0.85。
3.1.1.6汽轮机在30%额定负荷至最大负荷范围内能稳定运行。
在上述条件下,汽轮机的进汽量称为保证进汽量。
供方应保证机组在寿命期内任何时间都能安全连续地发出铭牌功率。
3.1.2汽轮机最大连续出力工况(T-MCR):
汽轮发电机组在以下条件运行时,供方应保证机组在寿命期内任何时间都能安全连续地发出最大连续功率。
3.1.2.1额定的主蒸汽参数,汽机进汽量为保证进汽量
3.1.2.2空气冷却器进水温度33℃,进水压力0.55MPa
3.1.2.3发电机效率97.8%,发电机额定功率因数为0.85;供方应提供机组的最大连续功率值MW。
3.1.3调节阀全开工况(VWO):
汽轮发电机组在以下条件运行时,输出功率为阀门全开功率。
3.1.3.1阀门全开(VWO)时,汽机进汽量为最大进汽量,投标人应保证此进汽量至少比保证进汽量大3%
3.1.3.2额定的主蒸汽参数
3.1.3.3背压:
3.1.3.5最终给水温度
3.1.3.6回热系统正常运行,不带厂用辅助蒸汽
3.1.3.7空气冷却器进水温度33℃,进水压力0.55MPa
3.1.3.8发电机效率97.8%,发电机额定功率因数为0.85。
3.1.4热耗率验收工况(THA):
汽轮发电机组在热耗率验收工况下,发出铭牌功率时的热耗值为保证热耗。
其运行条件如下:
3.1.4.1额定的主蒸汽参数
3.1.4.2背压:
3.1.4.7额定给水温度
3.1.4.8回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽
3.1.4.9空气冷却器进水温度33℃,进水压力0.55MPa
3.1.4.10发电机效率97.8%,发电机额定功率因数为0.85。
投标人应提供保证热耗值(误差为0%),为kJ/kW·h。
汽轮发电机组的净热耗试验应按照ASMEPTC6.1进行。
3.1.5在汽轮机组背压为额定值,全部高加停用时,机组应能发出铭牌功率。
3.1.6锅炉在保证汽机进口蒸汽参数为额定值的条件下,生产足够的蒸汽量,与汽轮机阀门全开工况(VWO)时的流量相匹配。
这个蒸汽流量称为锅炉的最大连续蒸发量(B-MCR)。
3.1.7背压机典型工况:
工况一、额定运行工况,汽机进汽t/h,主蒸汽、排汽参数满足要求。
(考核工况)
工况二、额定功率工况,功率分别为30000KW和15000KW,此时进汽量通过计算确定
工况三、汽机最小功率工况,汽机最小排汽量。
工况四、最大功率工况,汽机可能达到的最大功率工况(考核工况)
3.1.8发电机的额定容量与汽轮机在机组热耗率验收工况(THA)时的出力相匹配;发电机的最大连续输出容量与汽轮机的最大连续出力相匹配。
其冷却介质温度应与汽轮机相应工况下的冷却水温度相一致。
3.1.9汽轮机大修周期大于4年,小修周期1年。
机组半年试生产后,年利用小时数应不少于7000h,年可运行小时数应不少于8000小时,年强迫停机率应小于2%。
3.1.10汽轮发电机组轴系的固有扭振频率应处于工频和倍频的±10%之外。
3.1.11汽轮机还应能承受下列可能出现的运行工况:
3.1.11.1汽轮机甩负荷后,允许空负荷运行时间应不少于15分钟。
3.1.11.2汽轮机轴系应能承受发电机出口母线突然发生两相或三相短路或单相重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。
3.1.11.3能够满足突然离网作为孤立电厂运行所需的条件。
3.1.11.4汽轮机应能在额定转速下空负荷运行,允许持续空负荷运行的时间至少应能满足汽轮机起动后发电机试验的需要。
3.1.11.5汽轮机应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。
3.1.11.6供方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况,应有明确的规定。
3.1.12汽轮机的设计寿命(不包括易损件)不低于30年,在其寿命期内应能承受各种运行工况,总的寿命消耗应不超过75%。
汽轮机在其试运行半年后的第一年内,应能保证无故障连续年运行小时数不低于7500h,投运第二年开始≮8000h(非汽机故障原因除外)。
在其寿命期内应能承受下列工况。
冷态起动
停机72h以上(金属温度已下降至约为TMCR的40%以下)
100次
温态起动
停机72h以内(金属温度已下降至约为TMCR的40%至80%之间)
700次
热态起动
停机10h以内(金属温度已下降至约为TMCR的80%以上)
3000次
极热态起动
停机1h以内(金属温度仍接近TMCR)
150次
负荷阶跃
≥10%额定负荷
12000次
供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。
3.1.13汽轮机易损件的使用寿命,应在供货条件中予以规定,工作温度高于450℃的紧固件,应考虑其松弛性能。
3.1.14机组的允许负荷变化率应为:
50~100%T-MCR不小于5%/min
30~50%T-MCR不小于3%/min
30%以下不小于2%/min
负荷阶跃10%
3.1.15机组能在48.5~50.5Hz的频率范围内连续稳定运行。
根据系统运行要求,机组的频率特性还应满足下表要求。
频率(Hz)
允许时间
每次(sec)
累计(min)
51.0~51.5
>30
>30
50.5~51.0
>180
>180
48.5~50.5
连续运行
48.0~48.5
>300
>300
47.5~48.0
>60
>60
47.0~47.5
>20
>10
46.5~47.0
>5
>2
3.1.16供方应提供汽轮机运行中,主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。
但不低于下表范围。
参数名称
限制值
主压
蒸力
汽
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
例外情况下允许偏离值,但12个月周期内积累时间<12小时
≤1.20Po
主
蒸
汽
温
度
任何12个月周期内的平均温度
≤1.00t
保持所述平均温度下允许连续允许的温度
≤t+8℃
例外情况下允许偏离值,但12个月周期内积累时间<400小时
≤t+(8~14)℃
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
≤t+(14~28)℃
不允许值
>t+28℃
表中:
(1)Po为主蒸汽额定压力;
(2)t为主蒸汽额定温度。
3.1.17汽轮机运行中,主蒸汽偏离额定值的允许范围和允许连续运行时间见下表1-6,满足IEC标准要求。
表1
主汽压力
时间
年平均≤105%额定压力:
在保持平均≤105%额定压力的情况下,允许≤106%额定压力
在12个月运行期内
表2
主汽温度
时间
年平均不超过额定温度:
在保持平均不超过额定温度的情况下,允许≤额定温度+8℃
在12个月运行期内
表3
非正常工况下:
主汽压力
时间
105%额定压力≤P≤120%额定压力
在12个月的运行期内累积小于12小时
120%
瞬时
表4
主汽温度
时间
T≤额定温度+14℃
在12个月运行期内累计不超过400小时
在每次15分钟之内波动
T≤额定温度+28℃
在12个月运行期内累计不超过80小时
T>额定温度+28℃
不允许
3.1.18供方应分别给出机组在启动和正常运行时,主蒸汽温度之间的允许偏差值。
3.1.19汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应与工作转速至少避开±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,供方应提供轴系各临界转速值。
3.1.20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,在轴承座上测得的双振幅振动值,无论是垂直、横向均不大于0.025mm,在任何轴颈上所测得的垂直、横向双振幅振动值应不大于0.075mm。
转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值应不大于0.08mm,各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。
3.1.21当汽轮机负荷从100%甩至零时,汽轮发电机组转速不能超过危急保安器的转速,应能自动降至同步转速,维持转速稳定,并带厂用电。
调节装置性能:
调节装置总的速度不等率应为3—5%,局部速度不等率在0至0.9最大连续功率范围内为3—8%;在0.9最大连续功率以上范围应不大于12%,在此范围的平均局部速度不等率应不大于10%;额定转速下调节器的死区应小于0.06%。
对于喷嘴调节汽轮机,在90~100%MCR负荷范围内由任意调节门控制时,其平均不等率应不大于总不等率的3倍。
3.1.22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3分钟无蒸汽运行能力,而不致引起设备上的任何损坏。
超速实试验时,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。
3.1.23供方应提供汽轮机在不同启动条件下,定、滑压的启动曲线,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。
曲线中至少应包括主蒸汽的压力、温度、流量、转速、负荷变化等。
3.1.24供方还应提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。
3.1.25汽轮机热耗率及汽耗率
3.1.25.1组净热耗率及汽耗率应按各工况提供资料。
(应附有热平衡图)
3.1.25.2供方按3.1.25.3节说明的标准计算汽轮发电机组的净热耗(不计入任何正偏差值),并附含有详细数据(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。
还应提供进行热耗测定、计算和校正需要的有关标准、规程及规定等。
3.1.25.3机组热耗实验标准采用ASMEPTC6-1996,测定热耗值的仪表及精度,由供方提供意见,经需方认可。
3.1.26汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数,应在设计文件上注明,并说明所对应的异常工况。
3.1.27高压加热器不属于主机配套设备,但供方在热平衡计算时,应提出各种运行工况下各高压加热器端差和参数。
3.1.28VWO工况应作为汽轮发电机及辅助设备,回热系统等设计选择的基础。
3.1.29汽轮机制造厂应对汽轮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,以使机组具有较高的稳定性。
3.1.30距汽轮机化妆板外1米,汽机转运层1.2米高处所测得的噪声
值应低于85分贝(A声级),对于其它辅助设备应不大于85分贝(A声级)。
3.1.31机组寿命
3.1.32.1机组保证使用寿命应不少于30年。
3.1.32.2机组在其保证使用寿命期内,应能在额定负荷和1.05倍额定电压下运行,承受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形,而且还能承受非同期误并列的冲击。
3.1.33机组应能以定—滑—定和定压运行方式中的任何一种方式进行启动和运行。
以定—滑—定方式运行时,滑压运行的范围应为锅炉最大连续出力的30~90%;定压运行的范围为0~30%和90~100%。
供方应提供滑参数曲线。
3.1.34机组从冲转至带满负荷应满足下列要求:
冷态启动:
≤3小时
温态启动:
≤2小时
热态启动:
≤1小时
3.1.35汽轮机各主要阀门紧急关闭时间如下:
主汽门<1秒
主汽调节阀≤1秒
各抽汽阀<1秒
3.2汽轮机本体结构设计要求
3.2.1一般要求
3.2.1.1汽轮机及所有附属设备应是成熟的、先进的,且制造厂已有相同容量汽轮机及附属设备制造、运行的成功经验。
3.2.1.2汽轮机滑销系统应保证长期运行灵活,并能在运行中注入润滑剂。
3.2.1.3汽轮机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。
防汽机进水的规定按ASME标准执行。
3.2.1.4供方应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。
在管道设计不能满足要求的情况下,应和设计院共同协商解决。
3.2.1.5供方应提供起动时防止高压缸过热的措施。
3.2.1.6供方应提供:
除回热抽汽用汽外,另能供给厂用蒸汽的参数和数量。
3.2.1.7背压排汽管道上应装设安全阀以保证机组的安全。
另外抽汽管道上应安装两道门。
3.2.1.8工作温度高于450℃的紧固件,应考虑其松弛性能。
3.2.2汽轮机转子及叶片
3.2.2.1汽轮机转子应彻底消除残余应力。
3.2.2.2汽轮机设计应允许不揭缸进行转子动平衡。
3.2.2.3转子的临界转速应符合3.1.19的要求。
3.2.2.4供方应提供转子的脆性转变温度的数值,并解释取得该数值的依据。
供方应力争降低转子的脆性转变温度,至少使其不影响机组起动的灵活性。
3.2.2.5转子相对推力瓦的位置应设标记,以便容易地确定转子位置。
3.2.2.6叶片应采用成熟的设计产品,保证运行中的各项性能指标。
叶片在允许的周波变化范围内不得产生共振,并提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔频谱(CANPBELL)图、现场静态检测自由叶片频率的方法和叶片频率分散率数值。
3.2.2.7低压末级及次末级叶片应具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施,汽轮机应设有足够的除湿用的疏水口。
3.2.2.8如采用司太莱合金,应有防止叶片司太莱合金脱落和消除函件热应力的措施。
3.2.2.9用于把叶根紧固在轮缘上的销子应有导向孔,供拆卸时钻孔之用。
3.2.2.10应使叶根固定尺寸十分准确,具有良好的互换性,以便顺利互换备品叶片。
3.2.2.11应说明转子及叶片材料,提供转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。
3.2.2.12汽轮机转子在出厂前进行高速动平衡试验,试验精度为轴承的振动速度小于1.2mm/s。
3.2.2.13汽轮机转子厂内超速试验按120%的额定转速进行,延续时间为2分钟。
3.2.2.14片组应具有防止围带断裂的措施。
3.2.3汽缸
3.2.3.1汽缸的设计应能使汽轮机在起动、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。
3.2.3.2高压缸进汽部分及喷嘴室设计应适当加强,以确保运行稳定。
振动小。
3.2.3.3提供低压缸喷水减温系统中全部设备。
3.2.3.4提供保护整个汽轮机用的排汽隔膜阀(供二片备用薄膜)及紧急跳闸装置。
3.2.3.5提供汽缸法兰螺栓的扳手及电加热装置,包括所有附件和控制设备。
3.2.3.6提供揭缸时,分开汽缸结合面的装置和措施。
3.2.3.7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。
下半缸体的测温元件应采用铠装热电偶,长度大于5m,以便安装维护。
3.2.3.8汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和推让间隙,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。
后汽封采用蜂窝汽封。
3.2.3.9汽缸铸件应彻底消除残余内应力,保证汽缸结合面严密不漏气。
3.2.3.10供方提供汽缸铸件裂纹挖补、热处理的全部质量检测文件,汽缸铸件的同一部位挖补不允许进行两次。
3.2.4轴承及轴承座
3.2.4.1汽轮发电机组各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为额定转速125%以上,具有良好的抗干扰能力。
供方须提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。
3.2.4.2检修时不需要揭开汽缸和转子,就能将各轴承方便地取出和更换。
3.2.4.3主轴承应是水平中分面的,不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整,同时应是自对中心型的。
3.2.4.4任何运行条件下,各轴承的回油温度不得超过65℃,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
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