生物质发电项目汽轮机技术协议

1XX县2x12MW生物质能发电工程汽轮机技术规范书XX电力工程有限公司2010年7月2目录附件1技术规范附件2供货范围附件3技术资料和交付进度附件5设备监造、接收、检验和性能验收试验附件7技术服务和设计联络附件8分包与外购附件9大（部）件情况附件技术协议附图1附件1技术规范1.1总则本技术协议适用于XX2x12MW生物质能发电工程12MW凝汽式汽轮机组。卖方将保证提供符合技术协议书和有关最新工业标准的优质产品。1.1.1设备运行环境条件（1）厂址条件设备安装地点：室内电厂海拔高度：米多年平均最高/最低气温：16.9/2.5℃多年平均气温：9.3℃年平均相对湿度：65％地震基本烈度：Ⅵ度（2）设备使用条件机组运行方式：定压运行负荷性质：基本负荷机组安装检修条件：机组运转层标高7m，汽机房行车20/5t，汽机房屋架下弦标高：18.5m机组布置方式：室内纵向顺列布置冷却方式：采用二次循环冷却设计水温22℃最高冷却水温度33℃周波变化范围：48.5～50.5Hz1.1.2主要技术规范（压力单位中“a”表示绝对压力，“g”为表压，下同。）（1）型式：中压、单轴、单缸、凝汽式机组（2）额定功率：12MW（3）额定参数主汽门前蒸汽压力：3.43MPa.a主汽门前温度：435℃额定排汽压力：0.00588MPa.a（循环水温33℃）旋转方向：顺时针（从机头看）2额定转速：3000r/min额定给水温度：153.2℃冷却水温（设计水温）：22℃最高冷却水温：33℃1.1.3回热循环系统回热系统采用一级高加，一级除氧和一级低加，冷渣器接入回热系统。加热器疏水为逐级回流系统，高加疏水回流至除氧器，低加的疏水回流至凝汽器。二台机组采用3台容量各为锅炉额定蒸发量的110%的定速电动给水泵。当锅炉冷渣器取用凝结水冷却时（冷却水从轴封加热器后引出，经冷渣器回至除氧器），汽轮机组在各工况下仍能安全连续运行。各工况冷渣器冷却水量要求如下：设计燃料运行工况经冷渣器后的凝结水的温升（待定）工况用水量（t/h）温升（℃）100%B-MCR14－1520－3075%B-MCR50%B-MCR1.1.4汽轮机的布置汽机在汽机房内纵向布置，汽机房为左扩建，机组机头朝向固定端：并且从机组机头往发电机方向看，高低压加热器在机组的右侧，油箱布置在左侧，进出循环水管在左侧；汽机房柱距6m。1.2技术要求1.2.1汽轮机本体设备性能要求1.2.1.1铭牌功率（TRL）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12MW（扣除非同轴励磁所消耗的功率），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）补给水率为3％；4）额定给水温度；35）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6）一台机组配备两台100%容量的电动给水泵，互为备用；7）发电机效率不低于97％，额定功率因数0.80（滞相）。1.2.1.2最大连续功率（T-MCR）汽轮发电机组在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（扣除非同轴励磁所消耗的功率）称为最大连续出力T-MCR：1）额定主蒸汽、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；2）汽轮机低压缸排汽压力为额定值5.88KPa，汽轮机进汽量为铭牌进汽量；3）补给水率为0％；4）额定给水温度；7）发电机效率不低于97％，额定功率因数0.80（滞相）；8）卖方提供机组的最大连续功率值。1.2.1.3阀门全开工况（VWO）汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同1.2.1.2时，汽轮机进汽量不小于1.05倍铭牌进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况。此时汽轮机进汽量为最大进汽量。1.2.1.4热耗率验收工况（THA）机组功率（当扣除非同轴励磁的功率）为12MW时，除进汽量以外其它条件同1.2.1.2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，在此工况下发出铭牌功率时的热耗率值为保证热耗率。卖方提供保证热耗率值（误差为0％）。汽轮发电机组的热耗率试验按照GB81170-1987进行。1.2.1.5汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况：（1）汽轮发电机组轴系（包括联轴器螺栓），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短路重合闸或非同期合闸以及电力系统振荡时所产生的扭矩。（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，至少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。排汽温度达到110℃时，汽机跳闸。（5）汽轮机允许在制造厂提供的最低功率至最大功率之间运行。（6）汽轮机能允许在凝汽器半边清洗情况下连续运行。41.2.1.6卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，规定如下：A．背压超过18.6kPa.a；B．机组频率特性不满足1.2.1.10要求；C．负荷变化率不满足1.2.1.9要求；D．振动不满足1.2.1.13要求；E．蒸汽参数不满足1.2.1.11要求；1.2.1.7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，其寿命消耗总和不超过50％。（1）冷态起动（停机超过72小时，汽缸金属壁温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，汽缸金属壁温已下降至满负荷值的约40％至80％之间）700次（3）热态起动（停机不到10小时，汽缸金属壁温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，汽缸金属壁温仍维持或接近其满负荷值）150次（5）负荷阶跃≥10％12000次汽轮机易损件的使用寿命，卖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。卖方提供的机组应保证在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值，即机组第一年利用小时数不少于6000小时，年平均运行小时数不少于7500小时，连续运行天数不少于180天（非汽轮机造成的停机事故除外）。1.2.1.8汽轮机大修周期应不少于4年，小修周期应不小于1年。机组的可用率不低于97%，强迫停机率不大于2%。1.2.1.9机组的允许负荷变化率为：（1）从100％～50％MCR不少于5％/每分钟（2）从50％～20％MCR不少于3％/每分钟（3）在20％MCR以下不少于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，1.2.1.10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5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）累计（min）每次（Sec）51-51.5303050.5-5118018048.5-50.5连续运行48-48.530030047.5-48606047-47.510101.2.1.11卖方提供汽轮机运行中，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以及带负荷能力，至少应满足IEC标准要求。卖方应给出机组在启动和正常运行时，主蒸汽温度的允许偏差值。机组排汽压力升高到18.6kPa(a)时允许机组带负荷持续运行的时间15min及在铭牌功率持续运行时允许的最大背压值为11.8kPa(a)。1.2.1.12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暧机转速和进行超速试验转速。1.2.1.13卖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、轴向或横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得二个方向双振幅振动值不大于0.076mm，各转子轴系在通过临界转速时各轴承振动值应不大于0.1mm，各转子轴系在通过临界转速时各轴颈振动值应不大于0.20mm。1.2.1.14当汽机负荷从100％甩至零时，汽轮发电机组应能自动降至同步转速或带厂用电。运行主汽压力也应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。当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压不高于11.8kPa.a范围内，至少具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起汽轮机设备各部件的任何损坏。1.2.1.15超速试验时，汽机应能在112％额定转速下作短期空负荷运行，这时任何允许运行时间6部件都不应超应力，各轴系振动也不应超过允许值。1.2.1.16在随机文件中提供汽轮机的起动程序和必要的运行数据。提供汽轮机在不同起动条件下，定、滑压的起动曲线；从铭牌功率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。曲线中应至少包括主蒸汽及给水、凝结水的压力、温度、流量；特别是汽轮机冲转到同步并列和并列后负荷上升到满负荷的时间。1.2.1.17热耗和汽耗率（1）机组的净热耗率及汽耗率应按下表所列各工况提供资料。序号项目发电机净功率MW进汽量t/h排汽压力MPa.a补给水率％净热耗率kJ/kW.h汽耗率kg/kW.h给水温度℃冷却水温℃1额定工况2高加停用工况375%铭牌功率工况450%铭牌功率工况540%铭牌功率工况630%铭牌功率工况（2）汽轮发电机组净热耗定义如下：净热耗=WT(HT-HF)/(KWG-ΣKWe)(kJ/kWh)其中：WT：主蒸汽流量(kg/h)HT：主汽门入口蒸汽焓(kJ/kg)HF：省煤器进口给水焓(kJ/kg)KWG：发电机终端输出功率(kW)ΣKWe：励磁等所消耗的功率(kW)（3）汽轮机在额定工况下，机组的净热耗（保证值）应不大于kJ/kW.h（kcal/kW.h）。（4）卖方应提供附有详细数据（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。热耗试验标准采用ASMEPTC6.1。71.2.1.18汽轮机的设计扭矩3826N.m安全系数6。1.2.1.19高压加热器不属主机配套设备，但卖方在汽机热平衡计算时，应提供各种运行工况下各加热器端差和参数以及与凝汽器有关数据。1.2.1.20VWO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。1.2.1.21卖方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，以使机组具有较高的稳定性，使各轴承负荷分配均匀，并向发电机厂提供靠背轮接口参数，负责其连接。1.2.1.22距汽轮机罩壳外1米，汽轮机运转层上1.2m处。所测得的噪声值应低于85分贝（A声级），对于其他辅助设备应不大于85分贝（A声级）。1.2.2汽轮机本体结构设计要求1.2.2.1一般要求（1）汽轮机及所有附属设备采用成熟的、先进的技术。不得使用试验性的设计和部件。（2）汽轮机设计保证在启动和停机过程中其膨胀值、胀差和汽缸的变形都在允许的范围内，以保证机组启动和停机的灵活性。汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活，轴承箱有足够的强度及刚度，在任何运行工况下均不发生变形及前倾等现象。（3）机组的设计充分考虑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标准执行。（4）卖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。并提供下汽缸抽汽口推力、力矩。（5）卖方提出汽轮机本体主要部件的金属材料清单。（6）为对机组进行监视和热力特性试验，卖方在供货范围的设备上，装设足够的测点和探头，测量金属温度等。1.2.2.2汽轮机转子及叶片（1）汽轮机转子彻底消除残余内应力，不允许有裂纹和夹渣。汽轮机转子采用主轴、叶轮、隔圈等组成的套装转子套装结构。（2）汽轮机转子在出厂前进行低速动平衡试验，试验精度为轴承的振动速度小于1.2mm/s。汽轮机转子在进行超速试验时，试验