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汽轮机技术书

背压式汽轮机

技术协议

目录

总则

第一章工程概述

第二章设备型号与主要设计参数

第三章汽轮机设计、制造、安装标准第四章汽轮机组技术说明

第五章供货范围

第六章设计范围、图纸和资料交付第七章检验与试验

第八章性能保证与考核

第九章技术培训与技术服务附件

总则

1.1 本技术规范适用于某自备电厂有限公司热源厂项目1X20MW背压式汽轮机及1X25MW发电机组,励磁机的供货,安装(厂家必须负责安装,包括安装所需的材料、电缆、穿线管、桥架等辅材)及调试合格后交付业主使用。

1.2本技术规范给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和协议的条文。卖方应提供符合本技术规范和国家有关最新标准的优质产品。

1.3在正式签订合同之后,卖方应尽快提供设备的相关参数、接口规格、接口材质等资料,买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求。

1.4本技术规范所使用的标准如与卖方所执行的标准发生矛盾时,卖方按较高的标准执行。

1.5卖方对汽轮发电机组的成套设备(含辅助系统及设备)负有全责,包括分包(或采购)的产品。其分包(或采购)的产品及其制造商事先征得买方的认可。卖方保证提供的设备是全新的、先进的、可靠的、完整的且组合布置合理的,所供设备具有同等机组运行业绩并被证明成熟产品。

1.6 卖方提供的设备应合理设计和制造,在各种状态下长期、安全和连续运行并实现其功能,设备部件的加工采用先进技术,并满足安装、运行和维护的要求。如卖方提供的产品由于设计、制造质量问题而导致电厂无法正常投产,供货设备无法长期连续、安全、稳定、可靠地运行并满足所有技术性能要求,则卖方必须为此负全部责任。

1.7 卖方提供的汽轮发电机组设备其结构设计和制造能保证机组长期、安全、稳定、经济和满负荷的运行。

1.8合同签定后2个月,按本规范要求,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、运行和维护等标准清单给买方,买方确认。合同签定后,买方有权因规范、标准、规程发生变化而提出一些补充要求。卖方对汽轮发电机基础图纸进行会签。

第一章工程概述某地

一、工程概述

1.1 概述

本工程为某自备电厂有限公司热电联产项目,

1.2 厂址自然条件

某地气候属大陆性季风气候。春季暖和,干燥多风;夏季炎热,雨水集中;秋季短暂,天高气爽;冬季寒冷,风多雪少。年平均气温8.7℃,无霜期150天左右。年平均降水量413毫米,常发生的灾害有干旱,冰雹和霜冻。

某地县位于东经112.9°,北纬38.4°,在山西省中部偏北。某地境内东、南、北三面环山,中部和西部为平川,形如簸箕。最高峰为柳林尖山,海拔2101米。西部和中部为忻定盆地。境内主要河流滹沱河,由西向东横贯全境。某地县地形由东向西呈簸箕形。

1.3 设备安装及运行条件

2.3.1 机组运行方式: 定压或滑压运行,滑压运行的范围为30~90%额定负荷, 带基本负荷运行并具有调峰能力,调峰范围为30%~100%额定负荷。

1.3.2 机组布置方式: 室内纵向岛式布置

1.3.3 汽机房运转层标高:8.0m。最大起吊高度(从汽轮机运转层到行车大钩高度,如需横担包括横担高度)7m,满足汽缸、发电机定子及高加的吊装。

1.3.4年运行小时数:≥3000小时,冬季采暖季运行;其余时间停运。

3600小时

第二章设备型号与主要设计参数

一、汽轮机设计主要参数

本工程装设1台20MW高温高压汽轮机,为单缸单轴背压式机组。

汽机型号:B20-8.83/0.25

汽机运转层平台标高为: 8.00m

额定(经济)功率: 20.7 MW

主汽门前额定蒸汽压力: 8.83MPa

主汽门前额定蒸汽温度: 535℃

额定进汽量: 120 t/h

最大进汽量: 130 t/h

+0.2 MPa(a)

背压排汽压力: 0.25

-0.1

额定排汽温度: 155. 7 ℃

排汽凝结水回收温度: 80 ℃

轴封冷却水温度: 25 ℃

除氧器补水温度:25 ℃

除氧器补水量:锅炉额定蒸发量的5%

额定工况下保证汽耗率: 5.79 kg/kW.h

额定工况下保证热耗率:3787 kj/kW.h

回热系数: 1CY

给水温度:158℃

额定转速:3000 r/min

旋转方向:从汽轮机向发电机方向看为顺时针旋转

二、发电机设计主要参数

发电机供货范围为1×25MW发电机及其附属辅助设备,包括发电机、励磁系统、空气冷却器、检测装置以及备品备件等。除特殊注明外,所列供货数量均为一台机组所需。发电机的冷却方式为空冷(定子空外冷,转子空内冷)。发电机采用无刷励磁调节系统,励磁系统的特性与参数满足电力系统和发电机的各种运行方式的要求,并具有成熟的运行经验。

数量: __1__台

额定功率: _25_MW(在额定电压、额定频率、额定功率因数和空冷器进水温度33℃)

额定电压: __10.5__kV

额定功率因数: __0.8__(滞后)

频率: 50Hz

额定转速: 3000r/min

定子绕组绝缘等级: F 级

转子绕组绝缘等级: F级

定子铁芯绝缘等级: F级

短路比:≥_0.5___

效率(保证值):≥__97.4%__

相数: 3

极数: 2

定子绕组接线方式: Y

发电机工频试验电压: _22___ kV (r.m.s.)

负序电流承载能力:

连续 I2/IN≥__10__%

短时(I2/IN)2t≥__10__s

噪音:(距外壳1m,高1.2m处)<__92__dB(A)

旋转方向:与汽机一致

三、设计基础

1.汽轮机布置及安装条件:汽轮机采用单侧进汽布置。安装基础平台标高和操作平台标高在设计审查会上确定。机组采用双层布置,主机布置在二层平台,室内安装。安装区域防爆等级:无。

2.汽轮机旋转方向:从汽轮机进汽端向排汽端看,汽轮机旋转方向为顺时针。3.联轴器:汽轮机与发电机之间为刚性联轴器,汽轮机厂供货。

4. 无整体底座,单独底座。

第三章汽轮机设计,制造,安装标准

电气设备IEC 国际电工委员会标准

材料GB 中国国家标准(或高于GB标准)性能试验ASME PTC6 美国机械工程师学会标准

法兰接口GB 中国国家标准

《固定式发电用汽轮机规范》GB/T 5578-2007

《汽轮机随机备品备件供应范围》JB/T8188-1999

《汽轮机安全监视装置技术条件》GB/T13399-2012

《汽轮机转速控制系统验收试验》GB/T 22198-2008

《汽轮机油漆技术条件》JB/T2900-1992

《汽轮机防锈技术条件》JB/T2901-1992

《汽轮机总装技术条件》JB/T 9637-1999

《汽轮机冷油器(管式)尺寸系列和技术条件》JB/T9634-1999

《火力发电厂职业卫生设计规程》DL 5454-2012

《电力建设施工技术规范第3部分:汽轮发电机组》DL5190.3-2012 《电力建设施工技术规范第5部分:管道及系统》DL5190.5-2012 《火力发电厂汽轮机、锅炉、汽轮发电机参数系列标准》SD 264-1988 《电站汽轮机技术条件》DL/T 892-2004

《汽轮机表面式给水加热器性能试验规程》JB/T 5862-1991

《火电工程启动调试工作规定》

《火电工程调整试运质量检验及评定标准》建质(1996)111号

注:1.以上标准均为签订技术协议时执行的最新标准。

《汽轮机随机备品备件供应范围》QQ9634-2009

保安部套相关的弹簧(108)、轴瓦(衬瓦3,主、付推力)、汽封环(各规格)汽缸双头螺柱、罩螺母(各规格)

《汽轮机调节(控制)系统技术条件》JB/T10086-2001

GB/T13399-2012

GB/T8117-1987

第四章汽轮机组技术说明

4.1汽轮机的性能要求

4.1.1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重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。(包括联轴器、传动装置与轴在内的汽轮机轴系的设计能够承受额定扭矩与瞬时扭矩,其中包括由于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,而不会降低该轴系的任何性能。)

(2)汽轮机甩负荷后,允许空转时间不小于30分钟。卖方保证在此时间范围内汽机各附件不超应力,各轴承振动不超过允许值。

(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,至少能满足汽轮机启动后进行各种试验所需时间的要求。

4.1.2 卖方不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况,有明确的规定。

4.1.3 汽轮机包括主设备和附属设备(不包括易损件)的设计使用寿命不少于30年。

4.1.4 汽轮机保证年运行小时数不低于8000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)。汽轮机大修周期不少于4年,小修周期不少于1年,强迫停机率小于1.1%。

4.1.5 汽轮机易损件的使用寿命不小于1个小修期,工作温度高于450℃的紧固件,考虑其松驰性能。(除考虑其松弛性能外,并特别提供防止汽缸漏汽和高温螺栓断裂的有效措施。)

4.1.6机组的允许负荷变化率为:

(1)从100%~50%额定工况不小于5%/min;

(2)从50%~30%额定工况不小于3%/min;

(3)从30%额定工况以下不小于2%/min;

(4)在50%~100%额定工况允许负荷变化幅度为10%/min。

4.1.7 机组在48.5~50.5Hz频率范围内,汽轮机能安全连续地运行,当频率偏差大于上述频率值时,由卖方提出允许运行的时间,但不得低于下述值:

汽轮机技术书

见下表:

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4.1.9卖方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、联轴器、润滑油系统等负责统一归口设计,保证机组的轴系有良好的稳定性、使各轴承负荷分配均匀。汽轮发电机组的轴系各临界转速与工作转速避开±15%。轴系临界转速值的分布保证有安全的暖机转速和进行超速试验转速。

4.1.10额定工况下各缸排汽压力、温度的保证值及变化范围见热平衡图。

4.1.11卖方保证汽轮机在所有稳定运行工况下(转速为额定值)运行时,在任何轴颈上所测得的双振幅振动值不大于0.075mm;各转子及轴系在通过临界转速时轴颈振动不大于0.25mm。当汽轮机转速在额定转速的1%范围以内时,轴振(在各轴承处的绝对峰-峰测量值)不超过0.075mm。

4.1.12 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。此时主汽压力依靠DCS控制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,以利在排除故障后,立即并网运行。

4.1.13 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。

4.1.14 距汽轮机外罩外1米,汽机运转层上方1.2米处,所测得的噪声值低于85分贝(A声级)。对于其它辅助设备不大于85分贝(A声级)。

4.1.15 卖方提供新蒸汽温度变化对运行工况的要求:

新蒸汽温度降到510℃时,设法恢复,如短时不能恢复,减负荷运行;当温度降至450℃时,减负荷到零。若温度继续下降到440℃仍不能迅速恢复时,打闸停机。

4.1.16卖方对汽轮发电机组整个轴系的振动、轴系的热膨胀、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。

4.1.17 汽轮机各主要阀门紧急关闭时间如下:

主汽门<0.15秒

主汽调节阀≤0.15秒

阀<0.15秒

调节阀≤0.15秒

各抽汽逆止阀<1秒

4.1.18卖方提供汽机热平衡图,总布置图,冷却水量,最大起吊重量,起吊高度。

4.1.19应许背压运行情况说明(设计阶段提供启动运行说明书)

4.1.20提供汽机在不同启动条件下(冷、温、热、极热),定、滑压的启动曲线。曲线中至少包括主蒸汽的压力、温度、转速、负荷变化等。

4.1.21 合同签定后随机提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据,并提供运行维护规程。

4.2 汽轮机本体结构设计要求

4.2.1 一般要求

(1)汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的,不使用试验性的设计和部件。(2)汽轮机滑销系统保证寿命期内运行灵活。

(3)机组的设计已充分考虑到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ASME标准执行。

(4)对所有连接到汽缸上的管道,给出作用力和力矩的范围要求。

(5)机组的配汽方式为:喷嘴。

(6)锅炉超压5%,调门全开时,各个抽汽口和调节级压力不超过设计值。

4.2.2 汽轮机转子及叶片

(1)汽轮机转子彻底消除残余内应力,汽轮机转子采用整锻转子。

(3)转子的临界转速符合GB5578的要求。

(4)转子相对推力瓦的位置设有标记,以便容易地确定转子的位置。

(5)叶根固定尺寸十分准确,具有良好互换性,以便顺利更换备品叶片。

(6)叶片均采用自带冠结构

(7)对于高、中压缸的进汽部分,阀内设有蒸汽滤网以防止颗粒侵蚀。

(8)转子的脆性转变温度的数值≤ 121 ℃。高中压转子(FATT)≤121℃。(9)叶片的设计是精确的、成熟、先进的设计技术,使叶片在允许的周波变化范围内能安全正常运行。

(12)汽轮机转子在出厂前进行高速动平衡试验。高速动平衡试验的精度达到小于1.2mm/s。

(13)各级叶片能在48.5~50.5周波范围内安全可靠地工作。

(14)汽轮机各转子均设有安装平衡块的平衡槽

(15)汽轮机各转子在制造厂内进行一次超速试验,持续时间不超过2min,并只可进行一次,试验转速为最高计算转速的110%,但不能超过额定转速的115%。(16)转子叶片的选型安全、高效、先进。

(17)汽轮发电机制造厂向汽轮机制造厂(卖方)提供由卖方负责归口所需的一切发电机技术资料,卖方根椐发电机厂技术资料进行整个机组轴系和各项计算及有关高速动平衡试验,还包括连接靠背轮、联轴器、发电机侧润滑油等均由卖方

(汽轮机制造厂)负责设计并供货。

4.2.3 汽缸

(1)汽缸做到彻底消除残余内应力,提供汽缸等大的铸件探伤、挖补、热处理等全部质检文件,且同一部位不允许挖补两次。汽缸的设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中,允许的管道作用力及力矩以及温度梯度引起的变形量最小,并能始终保持正确的同心度。

(2)高压缸进汽部分及喷嘴室设计适当加强,以确保运行稳定、冲击小。

(3)提供保护整个机组用的排汽安全阀。

(5)提供揭缸时,分开汽缸结合面的装置和措施,采用顶开螺钉,汽缸上下半设有吊耳。

(6)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。

(7)汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和推挡间隙,当转子与汽封偶有少许碰触时,不会损伤转子或导致大轴弯曲。

(8)汽缸保证结合面严密不漏汽。

(9)提供汽缸螺栓紧固设备及质量可靠的加热设备,以及整个加热装置中的所有附件,及汽缸螺栓热紧角度的数值。

(10)缸体有足够的刚度。

(11)缸体有足够的强度,出厂前做水压试验。

(12)任何缸体或缸体任何部分超过220℃的都不使用铸铁材料。

(13)汽缸设计保证严密不漏汽,连接螺栓和垫片保证最少运行40000小时而不紧固和更换。卖方提供热紧螺栓的专用工具及加热设备,以及整个加热装置中的所有附件,及汽缸、汽门螺栓热紧角度的具体操作说明书。

(14)汽封保证密封区域不出现热应力。

(15)所有轴端密封和内部密封包括推力平衡塞等都为迷宫式密封布置。每个密封布置都需设计成泄漏最小、并满足所有预处理转子与汽缸的胀差。

(16)高、中压缸体应有足够的强度,出厂前做水压试验,压力为工作压力的1.5倍。

4.2.4 轴承及轴承座

(1)主轴承的型式确保不出现油膜振荡,并防止转子运行不稳定的可能。各轴承的设计失稳转速避开额定转速25%以上,具有良好的抗干扰能力。

(2)每个轴承座都设有油挡及油封系统,以防漏油。

(3)主轴承是水平中分面的,不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整。(4)轴承为压力供油,且能保证排油畅通。任何运行条件下,各轴承的回油温度不超过65℃,该轴承回油管上有观察孔及温度计。

(5)测量轴承金属温度,使用埋入式Pt100三线制双支铂型热电阻,并将该热电阻的接线引至汽机本体接线盒。轴承维修时,热电阻能拆掉。运行中各轴承设计金属温度不超过95℃,但乌金材料允许在110℃以下长期运行。

(6)推力轴承能持续承受在任何组合运行工况下所产生的双向最大推力。提供金属温度测量用热电阻(三线制)和回油温度表,并将热电阻和回油温度表的接线引至汽轮机本体接线盒。

(7)轴承座上设置测量轴向位移、胀差的监测装置。

(8)轴承座的适当位置上,装设测量大轴振动的装置,轴承座采用铸造(焊接)结构。

(9)汽轮机采用电动盘车装置。

(10)给出汽轮发电机轴系的临界转速,临界转速避开工作转速的±15%的区间。(11)轴承座为高强度轴承座。前轴承座座落在前座架上,并用纵向键定位,两侧配有滑动间隙的压板压住,以保证汽轮机中心一致。前轴承座内设有径向、推力轴承。后轴承座内设置盘车装置,还设置相对膨胀指示器。

4.2.5 进汽速关阀、调速汽门等

(1)进汽速关阀、调速汽门严密不漏,能承受锅炉水压试验压力。主汽系统水压试验压力为工作压力的1.5倍。

(2)进汽速关阀、调速汽门的材质能适应与其相联接管道的焊接要求。合同签定后提供主蒸汽管道、各阀门接头的焊接方法及坡口加工图。每门带常开常闭行程开关。

(3)机组起停中,在进汽速关阀壳体上有可能产生较大应力的部位,设置了金属温度测点。

(4)主汽门、调速汽门能在汽机运行中进行遥控测试试验。

(5)提供主汽门在起动冲管及水压试验用的临时滤网。

(6)提供冲管及水压试验后主汽门使用的备用密封垫圈,以及主汽门在取出细滤网后需用的附加备用密封垫圈。提供主汽门使用的临时性和永久性蒸汽滤网。主汽门的永久性滤网与阀门为一个整体。阀门弹性支吊架材料由卖方供货,需考虑振动和汽锤的影响。主汽门及调节阀的安装固定方式由卖方设计。为证明汽轮机保护系统的有效性,所有的主汽门都能做全行程活动试验。所有与汽缸和汽室相连的主要管道,连接形式都为焊接,个别螺栓连接是为了检修维护的目的。

4.2.6 汽轮机润滑油系统(包括管道,阀门,设备,滤网等全套供货)

(1)汽轮发电机组配置独立、完整的润滑油系统。

(2)油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备,在起动、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。

(3)集装式供油装置:包括主油箱、交流润滑油泵(一用一备)、直流油泵、2×100%容量的双联冷油器、排油烟风机、阀门、双联滤油器、管道、仪表等满足每台汽轮发电机组轴承用油及所需全部附件,例如回油管上的窥视孔、温度计插座等。油系统所配用的设备、管道、阀门、滤网、管道附件、表计等均由卖方配套提供。

注:单台冷油器及滤油器能满足100%生产需求。

(4)油箱容量的大小,满足当厂用交流电失电的同时冷油器断冷却水的情况下停机时,仍能保证机组安全惰走的要求。此时,润滑油箱中的油温不超过75℃,并保证安全的循环倍率。主油箱底部设计上要考虑油水分离及水分沉积后放水的结构。主油箱设置与油净化装置的接口。油箱的设计可满足油系统失火时尽快放油的要求。主油箱内部回油区与进油区之间设有永久磁性隔栅,以便将回油中携带的铁质性物质吸附出,避免进入进油管道,进一步保护轴瓦。主油箱内部进行防锈、防腐处理。

润滑油系统供油母管应配有双向滤油器及差压装置,便于润滑油的在线过滤、滤油器差压监视及清理。

(5)主油箱设置交流电动机驱动的抽油烟机。提供电加热器装置。提供就地和远传液位指示表。油箱上设置一套全容量用交流电动机驱动的高效带分离器的抽油烟机(两台)和油烟分离器(一台),电加热器加热温度到40℃。各轴承

室内维持微负压,并设置相应的负压表以便于监视。卖方提供电加热器、就地测温装置及油箱温控装置。

(6)油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管路等,彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质,并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。

(7)冷油器的选择满足汽轮发电机组在设计冷却水流量和最高冷却水温的要求。冷油器采用2台100%双联冷油器,换热材质为 304。。冷油器的设计和管路布置方式允许在一台运行时,另一台停用的冷油器能排放、清洗或调换。

(8)凡有可能聚集油气的腔室,如轴承箱、回油母管等,有排放油气的设施。从汽轮机结构和系统设计上,防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。

(9)所提供的热工仪表能满足整个油系统的监视控制要求。

(10)油系统的测温元件采用铂热电阻。

(11)油系统法兰采用耐油垫片。

(12)润滑油、保安系统油管路、管件及附件采用不锈钢材质。

(13)汽轮发电机组的润滑油系统的设计及供货由卖方负责。油系统所配用设备包括管路、附件、就地仪表及一次门等均由卖方配套提供。汽轮发电机组的油系统所用管道及附件是强度足够的钢管,尽量减少法兰及管接头连接,油系统中的附件不使用铸铁件。油系统管道不采用套装油管道。油管路材质选用不锈钢,卖方提供设备,油管道,阀门附件等,。

4.2.7 盘车装置

(1)盘车装置是自动投入自动退出型的,能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来。采用低速盘车,盘车转速2~4 r/min。

(2)盘车装置的设计能做到自动退出而不发生撞击,且不再自行投入。

(3)提供压力开关和压力联锁保护装置,防止在油压建立之前投入盘车,盘车装置正在运行而供油中断时能发出报警,以及当油压降低到不安全值时能自动停止运行。

(4)盘车控制箱除在现场可对盘车进行启/停、点动操作外,还留有与DCS 的远控接口,使运行人员能在控制室对之进行启/停、点动控制,并有运行及其它状态的监视接口、电流的变送输出接口等。盘车控制箱原理图由设计院确认同意后才能生产。

4.2.8 轴封供汽系统(包括管道,阀门,轴封加热器,轴加风机等全套供货)

(1)轴封供汽系统是自动的,并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施的要求,轴封系统的汽源满足机组冷热态起动和停机的需要。该系统设有一套简便又十分可靠的轴封压力调整和轴封抽气装置。

(2)提供1台100%容量管式轴封蒸汽冷却器,采用不锈钢换热管。对轴封蒸汽冷却器的面积、排气风机容量以及管道系统进行校核,确保轴封系统不向外漏汽。

(3)两台100%容量的电动排气风机,用以排出轴封蒸汽冷却器内的不凝结的气体,两风机可互为备用。

(4)提供轴封汽系统图及说明书。

4.2.9 汽机本体疏、放水及排汽系统(包括管道,阀门,疏水回收装置)

(1)疏水系统的设计能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。

(2)系统包括下列各项:

(a)收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。

(b)汽轮机进汽速关阀疏水。

(c)高压缸疏水。

(d)各抽汽管道上逆止门的疏水。

(e)管道上低位点疏水。

(f)提供汽轮机疏水系统图。

(3)提供汽机本体疏水回收装置,其设计容量除考虑汽机本体疏水外,还考虑了主汽管道疏水。

(4)排汽系统包括:背压排汽安全阀,排汽止回阀,电动碟阀(智能一体化)卖方供货。汽轮机进,排汽管道业主供货,卖方负责安装。

4.2.10 保护装置

(1)汽轮机必须设有成熟可靠的危急保安系统,防止超速,出厂前必须在厂内先做试验,动作值为额定转速的109~111%。复位转速高于额定转速。设有2套独立的电子式保安系统。

(2)危急保安系统的跳闸系统有联锁保护,防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次启动条件时,只有按照起动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新

复位。

(3)从危急保安器动作到主汽阀和再热汽阀完全关闭的时间小于0.5秒。各级抽汽逆止门关闭时间小于1秒。

(4)提供操作人员进行103%超速试验和110%超速试验的手段以判断超速控制和跳闸功能是否正常。

(5)汽机现场设置手动紧急停机操作装置。

(6)汽机配供的DEH系统设置有功率限制,远方操作。

(7)汽机供应两套独立于调节器、完全分开作用的超速保护装置;任何一套动作都能关闭所有主汽阀和调节阀。

(8)汽机自动保护装置能在下列条件下(但不仅限于此)关闭进汽速关阀、调节汽门、门、紧急停机:

·汽机的转速超过危急保安器动作转速。

·真空低于制造厂给定的极限值。

·润滑油压下降超过极限值。

·转子轴向位移超过极限。

·轴承金属温度超限时(包括推力瓦块)。

·轴承回油温度超限

·汽机振动达到危险值。

·胀差超过极限。

·发电机主保护动作时。

· EH油压低于极限值。

4.2.11 保温

(1)负责汽机本体及附属设备的保温设计,安装,并向买方提供图纸。

(2)在正常运行工况下,当环境温度为25℃时汽轮机保温层表面温度不超过50℃。

(3)卖方给出最不利及正常工况运行时允许上下缸温差。

4.3 汽轮机本体仪表和控制

5.3.1 一般要求

(1)在设计汽轮机设备及其系统时,卖方需考虑各种工况下的安全及

合理的运行操作方式,提供足够的资料以说明对汽轮机的控制要求、控制方式及联锁保护等方面的技术条件和数据。

(2)提供详细的热力运行参数,包括汽轮机运行参数的报警值及保护动作值。

(3)对随机提供的热工设备(元件),包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等都要详细说明其安装地点、用途型号规范。特殊检测装置提供安装使用说明书。

(4)随机提供的仪表,无论什么情况下,均不配供含水银等有毒物质的仪表以及国家宣布淘汰的产品。

(5)汽机本体所有测点设在介质稳定且具有代表性和便于安装的位置,并符合有关规定。

(6)汽轮机满足自启停及调频调峰的要求。

(7)汽轮机金属壁温测量提供铠装热电偶,其长度满足安装检修要求。

(8)随机配供的所有测温热电偶均为双支分列绝缘型(K型),分度号符合IEC标准,测温热电阻均为三线制双支铂热电阻(Pt100)。

(9)汽轮机所供的调节阀、电动门等选用有成熟的运行经验的产品,保证其可控性,以满足热工调节控制的要求。执行机构采用智能一体化产品。

(10)保证其所供热控设备的可靠性。

(11)用于保护的开关量仪表应采用进口设备,各项用于停机的压力开关应至少设3个、且为独立的双接点压力开关(DPDT开关, 无源接点)。

(12)热工仪表及控制设备的电源等级应采用220VAC或380VAC。

4.3.2 热工检测

(1)汽轮机本体温度测点要求留有插座,对压力测点及汽水分析取样则要求带一次门。

(2)汽轮机壁温测点,要求有明显的标志,并提供便于安装检修的措施。

(3)本体范围内的传感器、检测元件引至安装在汽轮机本体上的厂供接线盒。接线盒的位置便于安装和维护。接线盒内的端子数满足用户需要。现场仪表到汽机厂接线盒之间的电缆由汽机厂设计并供货。接线盒不允许使

用航空插头,所有信号引至接线端子。

(4)从汽轮机本身的安全出发,提出汽机启停及正常运行对参数监视控制的要求。

4.3.3 仪表和控制设备技术规格

为保证本级组安全、可靠运行,本项目由汽轮机厂成套提供汽轮机综合调节保护系统,包括完整的汽轮机数字电液调节控制系统(DEH)、汽轮机紧急跳闸保护系统(ETS)、汽轮机安全监视系统(TSI)等系统或设备采用一体化配置,并实现SOE功能,方便用户的运行和维护工作。

(1) 汽轮机数字电液调节控制系统(DEH)

供方提供的数字电液控制系统应至少具有同等功能和规模的系统成功应用实绩,并在卖方时提供业绩。汽机数字电液控制系统(DEH)应采用成熟产品,并采用与机组DCS统一的配置。

由供方提供详细的DEH系统硬件设计方案,控制策略,经需方确认并确定。供方向DCS供货商提供在DCS操作员站上完成汽机控制功能所需的资料、数据,并有责任给予必要的配合。DEH做为全站DCS系统的子系统,与机组DCS系统对应机组的网络融合成一个网络,其监控画面与对应机组DCS 共享打印机,单独设立DEH的操作员站及工程师站及操作台。

汽轮机数字电液调节控制系统DEH控制系统,系统合计配置一台工程师站(可兼做操作员站)和一台操作员站,采集机组的转速、功率、汽压等有关参数后,经过分析、鉴别、计算,控制电液伺服阀,通过油动机分别使高压调节阀运行要求工作。

DEH主要完成如下功能:

冲转速前可远方自动挂闸。

手动/自动升速/汽轮机自启停功能(经验曲线自启动)。

摩擦检查。

在DEH控制下进行电超速保护试验。

自动同期(提供与同期装置的接口)。

机组并网后,DEH将自动带初负荷以防止逆功率运行,并且有负荷限制功能。

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