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汽轮机技术协议

2χ12MW焦炉煤气发电工程

汽轮机设备订货

目录

第一章工厂技术条件

第二章技术参数

第三章汽轮机技术性能

第四章汽轮机结构说明

第五章汽轮机供货范围

第六章发电机技术要求

第七章汽轮机备品备件及随机工具

第八章图纸资料

第九章技术标准

第一十章技术服务

第十一章其它

总则

(以下简称买受方)煤气发电项目,安装2台75t/h焦炉煤气锅炉,配套2台12MW的次高温次高压抽凝式汽轮发电机组,本技术协议提出了汽轮发电机组的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术协议要求。

本技术协议所提出的是最低限度的技术要求,并未对所有技术细节作出明确规定,也未充分引述有关标准、规范中的条文。出卖方应保证提供符合本技术协议和工业标准的优质产品。

如出卖方没有以书面形式对本技术协议的所有条文提出异议,那么买受方可以认为出卖方提供的产品完全满足本技术协议的要求。

本技术协议所引用的标准如遇与出卖方所执行的标准发生矛盾时,按较高标准执行。合同签订后7天,出卖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给买受方确认。

本设备技术协议书未尽事宜,由买受方、出卖方共同协商确定。

本技术协议经买受方、出卖方确认后作为订货合同的技术附件,与合同正文具有同等效力。

1. 设计基础资料:

1.1. 汽机安装位置

设备安装在煤气发电站内。

1.2. 气象地质资料

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第一章工厂技术条件

1、冷却水

循环水:进口压力:≤0. 2MPa

进口温度:正常25℃最高33℃

PH值 7~8

清洁系数 0.8

冷却水量 6400m3/h

2、电力:

动力电源:10000V 380V 50HZ 三相;220V 50HZ 单相;

事故电源:DC 220V , DC 24V

3、新蒸汽:

压力 4.9+0.1Mpa(a)

4.9-0.2Mpa (a)

温度 470+10℃

470-15℃

4、汽轮发电机安装使用环境和场所:

汽轮发电机安装在新厂房内,使用场所无防爆要求

第二章技术参数

1、汽轮机

1、汽轮机参数:

1.1型式:单缸、冲动抽汽凝汽式汽轮机

1.2型号:C12-4.9/0.785

1.3回热级数;3级

1.4额定功率:12MW

1.5最大功率:15MW

1.6额定转速:3000转/分

1.7旋转方向:从汽轮机端向发电机端看为顺时针方向

1.8新蒸汽参数:(主汽门前)

压力: 4.9+0.1Mpa(a)

4.9-0.2Mpa (a)

温度: 470+10℃

470-15℃

1.9额定抽汽压力:0.785Mpa

1.10额定抽汽量:2

2.5t/h(发电功率12MW)

1.11最大抽汽量:50t/h(发电功率15MW)

纯凝工况发电功率12MW。

1.12冷却水温度:25℃,额定功率的最高冷却水温33℃

1.13 给水温度: 150℃

1.14跳闸转速: 3300±1%r/min;

1.15调速系统:DEH 采用和利时T800F + 孤网运行模块(不单独设ETS 柜)。

2、发电机参数

2.1型号:QF-15-2

2.2制造厂:业主自定。

2.3额定功率:15MW

2.4额定转速:3000 r/min

2.5出线电压:10.5KV

2.6励磁方式:静止可控硅励磁

2.7功率因数:0.8

第三章技术性能

1、汽轮机

1.1允许汽轮发电机轴系能承受发电机出口母线突然三相短路或单相短路重合闸时,或非同期合闸所产生的扭矩。

1.2汽轮机甩全负荷后能保证维持机组空负荷运行。

1.3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启动后进行发电机试验的需要。(至少60分钟)

1.4汽轮机在排汽温度≤65℃时允许长期运行;在不高于80℃时,能低负荷连续运行。

1.5机组能在周波48.5~50.5Hz的范围内连续稳定运行。

1.6汽轮机的滑销系统保证长期灵活,汽缸前后左右自由膨胀均匀一致。

1.7汽轮机与发电机的轴系配合由汽轮机供货厂负责归口,并统一设计。

1.8汽轮机转子彻底消除残余内应力。出厂动平衡合格。

1.9汽轮机低压末级叶片及次末级叶片应具有必要的抗应力和抗汽蚀措施,汽轮机应有足够的除湿疏水口。

1.10汽缸铸件应彻底彻底消除残余应力,汽缸同一部位不许挖补两次。

1.11汽缸的设计应力能使汽轮机在启动、带负荷连续稳定及冷却过程中,因温度梯度造成的变形量小,始终保持正确的同心度。

1.12主轴承应确保不出现油膜震荡各轴承的设计失稳转速应避开额定转速的%25,并有良好的抗干扰能力。

1.13任何情况下〔油温、油压正常〕各轴承温度不能超过65℃瓦块金属温度不超过85℃但乌金材料应允许在100℃以下长期运行。

1.14主汽门、调速汽门应严密不漏,能承受在主气管上做 1.5倍设计压力的水压试验。

1.15从危机保安器动作到进汽速关阀,包括抽汽逆止阀,关闭时间不大于0.5秒。

1.2汽轮机在下列条件下保证发出额定功率或稳定运行:

1.2.1. 蒸汽初参数降至 4.7MPa,455℃时;

1.2.2. 蒸汽量降至 23 t/h而蒸汽初参数正常时(纯凝工况)。

1.2.3. 发电机效率不低于97%。

1.2.4. 汽机寿命不低于30年。

汽机正常运行时,轴承测得三个方向双振幅值不大于0.03mm,通过临界转速时不大于0.15mm。

1.2.5距汽轮机罩壳1m处测得最大噪音不大85dB(A)。

1.2.6汽轮机第一年运行小时数不小于7000小时,以后每年平均运行小时数7500小时。

1.2.7汽轮机的大修周期不少于3年。

1.2.8排汽缸温度:带负荷时<65℃,80℃发出报警。

空负荷时<80℃,

1.2.9汽轮机转子彻底消除残余内应力;所有调频叶片的自振频率避开激振频率,各级叶片可在48.5~50.5Hz下长期安全运行。

1.2.10为减少管道对汽缸的推力,设计采用合理的布置方式,有利于汽缸的膨胀。

本体范围内的高温管道充分考虑热膨胀。

1.2.11汽轮机润滑油一般采用L-TSA46油,油应符合GB1120-89的规定。DEH系统用油采用L-TSA46油。

1.2.12控制系统采用数字电液调节系统。

1.2.13汽轮机调节采用数字电液控制系统(DEH)。DEH输出的控制信号,经电液转换器控制油动机,来改变调节汽门的开度,以满足各种工况下负荷和转速的要求。

1.2.14DEH控制系统采用和利时T800电调;

1.2.15DEH控制器可适应机组冷态至热态的各种启动及运行方式。

DEH主要功能有:

转速控制:自动/手动启动、升速、暖机、快速通过临界、保持等。

超速试验

阀位控制及限制

滑压控制

机组甩负荷控制

控制参数可在线调整

控制器故障诊断与报警保护

显示、报警及运行操作

与外部通讯,实现机炉协调控制。

1.2.16系统性能及技术指标

1.2.17转速控制

范围:0~3400r/min(根据机组安全,上界定为3400r/min)

精度:±1.5r/min

1.2.18负荷控制

范围:0~100%

精度:≤1%额定负载

速度不等率:3~6%连续可调

系统迟缓率:≤0.2%

转速超调量:≤7%

系统响应时间:≤50ms

系统可用率:99.99%

1.2.19 DEH的电源要求两路DC24V电源。

1.2.20汽轮机有防止超速的危急保安系统,用以在事故时安全迅速地切断汽源,关闭主汽门、调节阀和抽汽速关逆止阀:危急保安器动作转速值为额定转速的109~111%,其复位转速高于额定转速,并附加超速保护装置(动作转速3270r/min)及辅助紧急停机装置。

1.2.21在下列事故运行状态下,切断各汽源,紧急停机:

汽机超速(三取二);

凝汽器真空低(三取二);

润滑油压低(三取二);

转子轴向位移过大;

第四章结构说明

1、汽轮机本体

汽轮机本体由高、低压两部分组成, 高低压部分调节汽阀通过调速器分别控制汽阀开度, 实现热电负荷自治调节。

汽轮机前汽缸选用耐热铬钼合金铸钢材料, 后汽缸则采用优质铸铁材料。前后汽缸用垂直中分面法兰螺栓联接, 上下半汽缸, 由水平中分面螺栓联接, 前汽缸用猫爪结构搭在前轴承座上, 前轴承座通过前座架固定在汽机基础平台上, 后轴承座用螺栓及半园垫圈固定在后汽缸上, 后汽缸通过后座架直接固定在基础上。

汽轮机设置有一套完整的滑销系统, 前后汽缸均有纵向导板, 前汽缸导板固定在前轴承座内。后汽缸导板固定在基础上。前轴承座与前座架之间有导向键。热膨胀时前缸通过猫爪推动前轴承座一起沿导向键向前移动。

汽轮机转子为套装转子,各级叶轮套装在主轴上。联轴器形式为刚性联轴器。

前轴承座上装有椭圆径向止推联合球面轴承、主油泵和危急遮断器都置于前轴承座内, 前轴承座箱体上装油动机、危急遮断油门、轴向位移遮断器等。后轴承座中装有汽轮机后轴承(椭圆径向轴承)和发电机前轴承等,发电机轴承为椭圆径向球面轴承。球面座和轴承座之间有可调整垫块。

电动盘车装置也装在后轴承座上,扳动盘车手柄,接通盘车装置电机电源,即可盘车。当汽轮机转子转速超过9r/min时, 盘车齿轮即自动退出, 并自动关掉盘车电机。

主要零部件材质:

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末级叶片防水冲击处理方式:激光硬化。

2、调节系统

DEH采用和利时T800F + 孤网运行模块(不单独设ETS柜,安装位置:中控室),液压执行系统部分采用引进西门子技术制造的产品。

3、供油系统

配油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备,在启动、停止、正常运行和事故工况下,满足汽轮发电机(汽轮机、发电机、)所有轴承的用油要求。油箱单独放置在3.4米平台。

润滑油系统应包括以下各设备:

1、汽轮机主油箱;

2、主油泵;

3、交流辅助(启动)油泵;

4、交流润滑油泵;

5、直流润滑油泵

6、冷油器(一用一备)

7、滤油器(包括润滑油、调节油)

8、注油器出口油压0.103~0.105 Mpa

(一)油箱

1、油箱配有就地温度表、液位计,远传液位计,并有高、低油位报警;

2、油箱容量考虑当厂用交流电失电时,冷油器断水的情况下保证安全惰走、停机,油箱中的油温不超过80℃;

3、油箱上设置一台全容量排烟风机和除雾装置;

4、油箱所有接口可以防止外部水及其它杂物漏入;

5、油箱总容积为~7m3,油箱底部设有放油、排污门及事故放油。

6、油箱内配置回油滤油网。

7、电加热器4只。

(二)油泵

1、主油泵为离心油泵,直接安装在汽轮机轴上,工作可靠,运行平稳;

2、交流辅助油泵为(称高压电动油泵)离心式,用于机组起动时供系统用油。油泵型号:80YL-100,配交流电机380V,37KW;

3、交流润滑油泵用于汽轮机盘车时供润滑油。

油泵型号:LDY12-25X2;Q=12.5m3/h,P=0.5Mpa,配交流电机 380V,4KW;

4、直流润滑油泵为事故状态下供润滑油。

油泵型号:LDY12-25X2;Q=12.5 m3/h P=0.5Mpa,配直流电机 220V,4KW。(三)冷油器

1、设两台全容量的冷油器,一台工作,一台备用(冷却水温过高时可并

联使用,设计最高冷却水温为33℃);

2、冷油器为浮头直管式结构,全套管束可以整体抽出;

3、管子堵塞5%情况下,可满足汽轮机供油温度要求;

4、冷油器垂直安装,便于拆卸,冷油器设置手动放水及放气阀,油侧进

口及出口为法兰连接,法兰规范按照国家标准;

5、冷油器系统便于在汽轮机运行时任一台冷油器投入工作而另一台冷油

器切除。阀门的布置合理,能够拆卸;

6、冷油器的技术性能:

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(四)润滑油用滤油器

提供润滑油滤油器,滤油器前、后配置压力表,当滤芯堵塞,压差大于规定值时可在线进行切换,以便清洗或更换滤芯。

(五)油系统设备与管道

1、汽轮机在结构和系统设计上有防止汽水由于轴封漏气等进入油系统的措施;

2、油系统中各设备(如轴承箱、冷油器、油箱和管道等)在出厂前彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质,并经防腐蚀处理,妥善密封后出厂;

3、机组的油系统应确保机组的启动,停机以及正常运行和事故状态的供油要求并包括主油箱、主油泵、辅助油泵、事故油泵(机组设置2台,交流和直流)、全容量的冷油器、仪表以及供给机组润滑油所必须的辅助设备和管道;

4、油系统包括整套的管道、阀门、滤油器、相关的仪表及其它辅助设备等;其中DEH系统油管路采用不锈钢。

5、油管道采用强度足够的厚壁管,至少按两倍工作压力进行设计,并且管道最低设计压力等级不低于 2.5MPa。管道附件也按相同压力等级进行设计。尽量减少法兰及管接头数量,油系统中的附件不使用铸铁件。

(六)注油器

4、热力系统

热力系统的主要设备有:凝汽器、低压加热器、高压加热器、汽封系统、疏水系统、凝汽系统等组成。

(一)凝汽器

1、凝汽器的设计应满足《汽轮机凝汽器技术条件》标准;

2、每台汽轮机配置一台凝汽器,凝汽器的设计应对循环水温度33℃时,凝汽器的压力在允许的范围内进行校核。在低负荷工况和满负荷工况运行时,凝结水的含氧量应符合水汽质量标准;

3、凝汽器的管子和管板材料应充分考虑循环水的腐蚀,选用合适的材料或采取相应的防腐措施;

4.凝汽器换热管采用304不锈钢螺旋管;

5、应有合适的设施允许凝汽器膨胀自如,凝汽器采用弹性支承;

6、凝汽器应有足够的抽真空设备(射水抽气器),满足汽轮机正常运行的要求。

7、凝汽器的每个水室设人孔门,并有适当的放气和放水接头。凝结系统严密不漏汽,真空下降速度不大于666Pa/min;

8、凝汽器热井设有就地磁翻柱液位计及远传平衡容器;

9、凝汽器的技术性能:

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(二)低压加热器

1、低压加热器应能满足汽轮机各种不同工况安全运行;

2、低压加热器为立式全焊接结构,能承受高真空及抽汽压力、管道推力、热应力的变化;

3、低压加热器的蒸汽进口应设有保护管子的缓冲挡板;

4、低压加热器疏水采用汽液两相流式疏水器排至凝汽器;

5、低压加热器具有就地磁翻柱液位计及平衡容器;

6、低压加热器的技术性能:

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(三)高压加热器

1.高压加热器能满足汽轮机各种不同工况的安全运行

2.高压加热器立式焊接结构金属材料耐热耐压

3.高压加热器疏水采用汽液两相流式疏水器排至除氧器

4.高压加热器具有就地磁翻柱液位计及平衡容器。

5.高压加热器技术性能:

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(四)汽封系统

汽封系统具备完善的汽封蒸汽系统和设备,包括汽封自立式压力调节阀、轴封加热器及其辅助设备等,防止运行中,高压蒸汽从轴端漏入大气或串入轴承箱,防止空气从低压轴端漏入真空部分。

1、轴封用汽可来源于抽汽、厂内辅助蒸汽或主蒸汽减温减压。

2、系统中设置轴封加热器;

3、汽封系统包括均压箱、自动调节阀、旁路阀、管道等有关附属设备;

4、汽封系统设置自动的汽封蒸汽调压装置,用以调节汽封蒸汽的压力,以满足各汽封的供汽参数要求;出卖方提供完整的汽封系统所要求的其它组件;

5、提供汽封系统用管路和阀门,包括均压箱、轴封加热器。

6、轴封加热器的技术性能:

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(五)疏水系统

1、汽轮机本体疏水系统须能排出所有汽轮机本体设备包括管道和阀门内的凝结水。系统能使随时可能投入运行的设备经常处于热备用状态。

2、汽轮机汽缸提供足够数量的疏水点以能彻底疏水及预热。

3、设置低压疏水膨胀箱。

(五)凝汽系统

主要由凝汽器、射水抽气器(2台)、抽空气管路等及管路内的阀门和相关的附件。

射水抽气器的技术性能:

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5、汽轮机调节控制及保护系统

DEH数字式调节器的基本功能。

可根据用户运行参数、条件进行编程组态,通过输入输出接口,接收、输出模拟量、开关量信号进行控制。

该调节器的基本自动控制功能是汽轮机的转速控制和负荷控制功能,负荷控制是通过提高转速设定完成的。

1、启动升速及转速控制和保护:

控制系统根据预先给定的升速率、暖机速率和暖机时间自动改变转速调节的给定值,使汽轮机由盘车状态以设定升速率平衡地升速至额定转速。升速率、暖机转速和暖机时间可以由运行人员选定或由控制系统根据汽轮机的状态自动确定亦可自动或手动启动。

2、超速保护试验:

在DEH控制下可进行电超速保护试验,机械超速保护试验。具有超速保护(109%)功能。

3、同步及自动初负荷控制:

机组定速后,可由运行人员通过手动或“自动准同期”装置发出的转速增减信号调整机组转速以便并网。机组并网后,DEH立即自动使机组带上一定的初负荷以防止机组逆功率运行。

4、负荷控制:

DEH系统能在汽轮发电机并入电网后可根据运行情况或电厂运行规程,运行人员通过操作控制器转速设定控制汽轮发电机从带初始负荷直到带满负荷,并应能根据电网要求,参与一次调频。

系统具有开环和闭环两种控制方式去改变或维持汽轮发电机的负荷。

开环控制根据转速给定值及频差信号确定阀门的开度指令。该种方式即为阀位控制方式。

闭环控制则以汽轮发电机的实发功率作为反馈信号进行负荷自动调节。该种方式即为功频控制方式。功频调节采用不等率控制,不等率的设定值为3-6%,可调。

5、甩负荷控制:

当机组甩负荷时控制器切换到转速控制方式并切除功率和抽汽控制。维持汽轮机在同步转速(2950r/min)下空转,以便汽机能迅速重新并网。

6、辅助控制和串级控制:

本机的辅助PID控制器和串级PID控制可以组态为控制汽轮机的进汽压力、排汽压力等参数。

7、操作及通讯:

所有控制指令可以通过控制器本身键盘、触点、遥控或通讯方式。控制器配备有RS-232、RS422、RS485三种通讯接口供用户选择与DCS通讯。通讯协议采用MODBUS协议。

硬接线开关量采用干接点,模拟量采用4-20mA。

8、技术规范:

转速控制范围:40~3390r/min(根据机组安全,上界定为3390r/min)

转速控制精度:±1.5r/min

负荷控制范围:0~100%

负荷控制精度:≤1%额定负载

速度不等率:3~6%连续可调

系统迟缓率:≤0.2%

转速超调量:≤7%

系统响应时间:≤50ms

系统可用率:99.99%

具有自诊断功能。能够方便的定位故障点,系统具有断电自恢复功能。

9、系统的工作介质为低压透平油。

10、电液转换器接受数字式调节器输出的标准4-20mA电流信号,输出与输入的电流信号相对应的调节信号油压。

11、为保证电液转换器正常使用,在进油管设两套双联滤油器,过滤精度分别为15μm和10μm,可以在线切换清洗。

6、保温及罩壳

出卖方负责汽轮机本体及蒸汽管道的保温设计说明,在环境温度25℃下,汽轮机保温层表面温度不超过50℃;

出卖方提供在平台以上的汽轮机装饰罩壳(从机头到前缸以前部分)。

7、监测仪表和保护装置

7.1 T SI采用无锡厚德8500B系列产品(一次元件包括探头、前置器、电缆及现场连接端子和防护罩)。

● 就地压力表、温度表(元件)采用:国内知名厂家产品。上海自动化仪表四厂或安徽天康、西安仪表厂产品;

★ 电动调节阀:深圳万讯自控股份有限公司PS系列产品。

监测仪表、保护装置与信号输出功能及供货状态等见下表

汽轮机技术协议

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7.2汽轮机装有停机电磁阀,接受停机电信号。

电磁阀为: DC 220 V;

甩负荷电磁阀

8、布置

汽轮机采用由下方向上进汽和向下排汽的双层布置。安装基础平台的标高为7.0米;顺汽流方向看:速关阀布置在汽机的前方。冷凝器循环水进/出口在机组(待定)侧。油箱布置在机组(待定)侧,润滑油的进油管的集合管交接法兰位于汽轮机(待定)侧。回油管的集合管交接法兰位于汽轮机(待定)侧。

8.1、出卖方设备出厂前需做动平衡试验,并出具试验报告;整机组装完毕做空载试验,买受方参加见证。出卖方提前五天通知买授方参加。

8.2、汽轮机后缸,罩壳及发电机油漆采用常规色如有变动书面通知买受方。

第五章供货范围

1、汽轮机本体:(从主汽速关阀进汽法兰起至汽轮机排汽法兰止,包括反法兰、法兰垫、螺栓螺母等)

包括:汽缸、转子、隔板(焊接)、汽封、高压蒸汽室、转向导叶环、轴承座、底板、调节汽阀及连杆、轴承、主油泵、联轴器、盘车装置(包括操作箱)、罩壳以及主汽速关阀、汽缸密封胶等。

2、汽轮机电液调节系统(DEH):

包括:和利时T800+孤网运行模块、电液转换器及执行机构等。

3、机械液压保安系统:

包括:危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、启动阀、单向阀等。

4、安全监测系统(TSI):无锡厚德8500B系列仪表

包括:探头、延伸电缆、前置器和框架。

5、凝汽器设备:

包括:喉部过渡段、凝汽器本体、支撑弹簧、热井、后汽缸喷淋装置(制造厂提供内部喷淋管道和喷淋接口)等。

6、抽真空系统

包括:射水抽汽器2台。

7、轴封系统:

包括:轴封加热器,自力阀等。

8、抽汽系统

包括:可调抽汽速关阀、高加抽汽速关阀、除氧抽汽速关阀、低加抽汽逆止阀。

9、油系统设备:

包括:高压启动油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、冷油器、滤油器、主油箱、注油器、排烟机、电加热器、油管路等(电机采用南阳或佳木斯产品)。

10、其它辅机系统及管路:

包括:高压加热器、低压加热器、轴封加热器、排汽接管、疏水器、疏水膨胀箱、均压箱、本体内部汽封管路、滤水器(2个,冷油器和发电机空冷器用)、抽汽阀及操纵座、安全膜板等。

包括:压力表、温度计、液位计,就地接线盒。

11、专用工具(见附单)

适应于本机的特种扳手、吊汽缸、吊隔板、吊转子及汽缸导柱等工具。

13、备品备件(见附单)

备品备件按QQ9634-2009的标准执行(如汽缸中分面螺栓、汽封环、轴瓦、保安部套相关的弹簧。

售后服务承诺

1设备的交货顺序要满足工程安装进度的要求

2交货进度表

交货进度表:预付款到后6个半月开始交货,7个月交清(具体见商务合同)注:要根据用户实际工期情况,满足供货时间要求。

1) 出卖方现场服务人员的职责

1.1.1 出卖方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、指导安装和调试、参加试运和性能验收试验。

1.1.2 在安装和调试前,出卖方技术服务人员应向买受方技术交底,讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序,出卖方技术服务人员要对施工情况进行确认和签证,否则买受方不能进行下一道工序。经出卖方确认和签证的工序如因出卖方技术服务人员指导错误而发生问题,出卖方负全部责任。

1.1.3 现场服务人员有权处理现场出现的一切技术问题。如现场发生质量问题,出卖方现场服务人员要在买受方规定的时间内处理解决。如出卖方委托买受方进行处理,出卖方现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任。

1.1.4 出卖方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。

1.1.5 出卖方现场服务人员的正常来去和更换事先与买受方协商。

2) 出卖方的义务

2.1培训

2.1.1为使合同设备能正常安装和试运行,出卖方有责任提供相应的技术培训。培训内容与工程进度相一致。

2.1.2培训计划和内容由出卖方在投标文件中列出

汽轮机技术协议

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2.1.3培训的时间、人数、地点等具体内容由买、卖双方商定。

附件监造、检验和性能验收试验

1概述

1.1 本附件用于合同执行期间对出卖方所提供的设备(包括对分包外购设备)进行检验、监造和性能验收试验,确保投标方所提供的设备符合规定的要求。

1.2 出卖方在本合同生效后3个月内,向买受方提供与本合同设备有关的监造、检验、性能验收试验标准。有关标准符合规定。

2工厂检验

2.1 工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。出卖方须严格进行厂内各生产环节的检验和试验。出卖方提供的合同设备须签发质量证明、检验记录和测试报告,并且作为交货时质量证明文件的组成部分。

2.2 检验的范围包括原材料和元器件的进厂,部件的加工、组装、试验至出厂试验。

2.3 出卖方检验的结果要满足要求,如有不符之处或达不到标准要求,出卖方要采取措施处理直至满足要求,同时向买受方提交不一致性报告。出卖方发生重大质量问题时应将情况及时通知买受方。

3设备监造

3.1 买受方对出卖方设备的监造

3.1.1 买受方将委托有经验的监造单位对出卖方生产的合同设备进行监造3.1.2 重要部件的原材料在加工前应由监造代表确认(文件见证)后方可投料。

3.1.3 文件见证和现场见证资料需在见证后10天内提供给买受方监造代表。

3.1.4 出卖方在设备投料前提供生产计划,每月第一周内将加工计划和检验试验计划书面通知监造代表。

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