设备采购技术协议-主机-汽轮机.doc

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1、印度尼西亚苏门答腊 2 X 150 MW SUMSEL（苏姆赛尔）-5 坑口燃煤电站 MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2X150MW) 汽轮机汽轮机 技术协议技术协议 MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2x150MW) 汽轮机技术 协议 2 目目 录录 需方 ：中国电力工程有限公司 供方 ：东方汽轮机有限 公司 设计方：四川电力设计咨询有限责任公司 二一二年五月 成都 第一部分 175MW 汽轮机本体技术协议.1 一.总则.1 二.概述.2 三.主要技术规范.3 四.技术参数(主要技术规范及保证条件).4 4.1 汽轮机本体设备性能要求.4 4.2 汽

2、轮机本体结构设计要求.11 4.2.1 一般要求.11 4.2.2 汽轮机转子及叶片.12 4.2.3汽缸.12 4.2.4轴承(轴系)及轴承座.13 4.2.5主汽门、调速汽门.14 4.2.6汽轮机润滑油系统.14 4.2.7顶轴系统.16 MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2x150MW) 汽轮机技术 协议 3 4.2.8高压抗燃油系统.17 4.2.9盘车装置.18 4.2.10 轴封蒸汽系统.18 4.2.11 汽机本体疏、放水及排汽系统.19 4.2.12 保护装置.19 4.2.13 保温和保温罩.20 4.2.14 铭牌.21 4.3汽轮机本体仪表和控制.2

3、1 4.3.1一般要求.21 4.3.2热工检测.23 4.3.3仪表和控制设备选型原则.23 4.4随机供应的阀门要求.24 4.5材料.26 4.6安装和检修的要求.26 4.7 质量保证与检查试验.27 4.7.1 设计制造标准.27 4.7.2 质量确定 .30 4.7.3 检查与试验 .31 4.7.4 保证值 .31 4.8 技术数据.32 4.8.1 汽轮机本体.32 4.8.2 起动参数.35 4.8.3 运行参数.36 4.8.4 允许受到的外力和力矩.37 4.8.5 汽轮机辅助系统技术规范.37 4.8.5.1 调节和保护系统.37 4.8.5.2 润滑油系统.39 4.

4、8.5.3 液力控制系统 .42 4.8.5.4 盘车装置.45 MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2x150MW) 汽轮机技术 协议 4 4.8.5.5 轴封蒸汽系统.45 4.8.5.6 凝汽器.46 4.8.5.7 DEH、ETS、TSI .46 五.供货范围及设计分工.46 5.1 一般要求 .46 5.2汽轮机主机设备.47 5.3专用工具（两台机组合用）.49 5.4备品备件（两台机组合用）.49 5.5辅助设备.49 5.6保护及控制部分.49 六 技术资料及交付进度.56 七. 监造、检验和性能验收试验 .63 八. 技术服务、培训和设计联络 .72 第二部

5、分 交货进度.78 第三部分 分包商情况 .79 第四部分 大件部件情况 .80 第五部分 凝汽器技术协议.82 第六部分 低压加热器技术协议.95 第七部分 DEH、ETS、TSI 技术协议.100 附件一： 电动机技术规范.120 附件二： 国际单位表示要求.123 附件三： 热工控制、仪表部分合同要求.125 附件四 安装、调试重要工序表.139 第一部分第一部分 175MW175MW 汽轮机本体技术协议汽轮机本体技术协议 一一. .总则总则 本技术协议适用于“INDONESIA MINE MOUTH CFSPP SUMSEL5 (2 x 150 MW)”工 程的汽轮机设备及其部分辅助设

6、备和附件，它对设备及其辅助设备和附件的功能设计、 结构、性能、安装和试验等方面的技术进行说明。 需方在本技术协议中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适 用的标准。供方提供一套满足本技术协议和所列标准要求的高质量产品及其相应服务， 主要分包或外购设备的制造商需经需方的确认，供、需双方有权根据有关标准、规程 和规范进行协商而提出一些补充要求。对中国及印度尼西亚有关安全等强制性标准， 均满足其要求。如两者有不同时，按最高的标准要求执行。 供方执行本技术协议所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。 合同生效后 1 个月内，供方提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、 调试、试运、

7、验收、试验、运行和维护等标准清单给需方，需方确认。 合同生效后，需方有权根据规范、标准、规程发生变化提出一些补充要求，在设 备投料生产前，供方在设计上给以修改，且不增加费用。 如有进口设备，其说明书和技术文件，同时提供英语、汉语两种版本。如有差异， 以英语版本为准。采用的专利涉及到的全部费用均已包含在设备总价中，供方保证需 方不承担有关设备专利的一切责任。 供方在投标时的投标文件、技术澄清文件，其承诺内容和技术协议具有同等约束 力，与订货合同正文具有同等效力。未尽事宜双方协商解决。 供方对供货范围内的汽轮机成套系统的设备（含部分辅助系统与设备、附件等） 负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品

8、。供方选择分包（或对外采购）产品的 制造商及产品选型应事先征得需方的认可。对于供方配套的控制装置、仪表设备，供 方应提供与 DCS 控制系统的接口并负责与 DCS 控制系统的协调配合，直至接口完备。 供方提供的技术文件（包括图纸）采用 KKS 标识系统，供方承诺 KKS 标识系统采 用需方的企业标准。标识原则、方法和内容经双方讨论后确定。 随主设备配供的控制系统，其人机界面语言为英文。 设备油漆颜色及铭牌规定待业主提供后，在设计联络会上确定。 MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2x150MW) 汽轮机技术 协议 2 二二. .概述概述 1） 厂址条件 本项目为中国电力工程有

9、限公司在印度尼西亚承接的 EPC 项目。建设 2X580T/H CFB+2X175MW（净出力 2X150MW）燃煤机组。电站厂址位于东经 1035122.1，南 纬 20941.1 ，座落在南 SUMATRA 省的 MUSI BANYUASIN 自治区的 BAYUNG LENCIR，PULAI GADIN 村，距 JAMBI 省 JAMBI 市南部约 6070 公里，距离最近的 PLN 的 AUR DURI 变电站约 60 公里。 2） 水文气象 厂址： INDONESIA 电厂海拔： 38-42m （MSL） 年平均气压： 1011.05hPa 最高环境温度： 35.4 平均环境温度： 2

10、6.2 最低环境温度： 21.1 最高相对湿度： 85.6% 平均相对湿度： 84.2% 最低相对湿度： 81.6% 年平均降雨量： 2415.55mm 地震设防烈度： VII 度 地震动峰值加速度值 0.15g 最大风速： 37.2m/s 主导风向： NW、W 3）设备使用条件 机组运行方式：定压及滑压运行。 负荷性质：带基本负荷为主(全年 85%以上时间)，部分时间采用调峰运行方 式，调峰运行范围为 30100%额定负荷。 机组布置方式：2 台机组室内横向布置。从机头向发电机方向看，油系统 1#机布置在左侧、2#机布置在右侧。运转层标高为 9m。 MINE MOUTH CFSPP SUMS

11、EL-5 (2x150MW) 汽轮机技术 协议 3 安装检修条件：最大起吊高度（从汽轮机运转层到行车大钩的高度，如需 横担则考虑同时带横担高度）9m。采用 75/20 吨吊车。 冷却方式：冷却水系统采用带机力通风冷却塔循环供水系统； 电厂水源采用 Lalan 河河水。 凝汽器由淡水冷却。 所配锅炉 BMCR 工况为 580t/h。 周波变化范围：可在 48.551Hz 的周波变化范围内连续稳定运行。 允许的短时电压变化：275V 的+10至-12.5%。 允许同时发生的短期瞬时频率偏移和电压变化：+/-10%。 三三. .主要技术规范主要技术规范 3.1 保证出力(TMCR) 175MW，最大

12、功率 185.628 MW。 3.2 机组型式：超高压、一次中间再热、双缸、双排汽、单轴、凝汽式汽轮机 3.3 保证热耗：8430 kJ/kwh 3.4 主蒸汽、再热蒸汽额定参数 主蒸汽压力 13.24 MPa（a） 主蒸汽温度 535 再热蒸汽温度 535 再热蒸汽压力 2.571 MPa（a） 最大进汽量580t/h 注：上述蒸汽温度和压力值均为主汽门或再热汽门入口处的值。 3.5 额定背压 9kPa（a）（TMCR 工况） 3.6 额定转速 3000r/min 3.7 旋转方向 从机头端向发电机看为顺时针 3.8 最终给水温度 249.7（TMCR 工况） 3.9 冷却水温度 设计温度

13、32 注：压力单位中的“a”表示绝对压力。 3.10 回热系统 本工程回热系统采用二级高加，一级除氧和四级低加为基本方案。疏水为逐级 自流，在凝结水管道的次末级低压加热器疏水出口，设 2100%容量的疏水泵；在末级 MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2x150MW) 汽轮机技术 协议 4 低压加热器前，设一台汽封冷却器；末级低压加热器布置在凝汽器喉部。机组的补水 按补入凝汽器考虑。 汽轮发电机组及辅助设备回热系统均以锅炉最大连续蒸发量 580t/h 的有关参数作 为设计依据。 3.11 旁路 采用二级串联旁路系统，高旁通流能力按 VWO 工况（定义见下文）下蒸汽流量的 60

14、%考虑，低旁通流能力按高旁流量加高旁减温水流量考虑。汽轮机的控制系统能与 60%的 旁路系统匹配，详细要求在与旁路厂家签旁路协议时确定。旁路除实现正常功能外， 还可实现甩负荷带厂用电功能、与汽轮机带部分负荷和带厂用电并列运行功能。 3.12 冷渣器冷却水采用凝结水. 四四. .技术参数技术参数( (主要技术规范及保证条件主要技术规范及保证条件) ) 4.14.1 汽轮机本体设备性能要求汽轮机本体设备性能要求 4.1.1 最大连续运行工况（TMCR） 汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出端送出的净功率（扣除 励磁功率后）为 175MW，其热耗不高于 8430 kJ/kw.h (保证

15、值)，此时为汽轮机最大连 续运行工况： （1）主汽及再热蒸汽参数为额定值，所规定的汽水品质 （2）背压为额定值 9kPa(a)、冷却水温 32 （3）补给水量为 0% （4）回热抽汽运行正常。 （5）发电机效率 98.7%，功率因数 0.85（滞后） （6）所规定的最终给水温度 汽轮机能在此工况下安全连续运行。 4.1.2 阀门全开工况（VWO）： 汽轮机调节阀全开，其它条件同 4.1.1 时，汽轮机的进汽量为 580t/h，此工况为 VWO 工况。其出力值为 185.628 MW。此工况对应锅炉最大连续出力工况即 BMCR 工况。 4. 1.3 汽轮机在主汽、再热蒸汽参数及背压为额定值时，若

16、高加全部切除，能保证连 续发出 175MW。 4.1.4 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况： MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2x150MW) 汽轮机技术 协议 5 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切除或单相短路 重合或非同期合闸时所产生的扭矩。 2） 汽轮机能在发电机主开关跳闸发生甩负荷时维持空转，允许空转运行时间为 15min. 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发电机试验的需要。 4）汽轮机在排汽温度不超过 79下允许长期运行。在高于 80时，能在低负荷 工况下运行，在 120 时

17、跳闸停机。 5） 汽轮机允许在制造厂提供的 30%100%额定负荷之间带调峰负荷。调峰时机组 可变压运行，并能适应甩负荷要求，供方在启动运行说明书中对如何适应调峰给予详 细说明，并提供机组长期、安全运行的最低负荷值为 30%额定负荷。 6） 在全部高加同时停用的工况下，机组具有带额定负荷的能力。 4.1.5 供方对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。供方提 供汽轮机入口处最高允许的工作压力值（不超过 5%超压）、额定压力下的最低工作温 度值，并提供不同背压下的负荷值。 4.1.6 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

18、寿命消耗不超过总寿命的 70。 1） 冷态启动（停机超过 36 小时，金属温度已下降至满负荷值的约 40以下） 200 次 2） 温态启动（停机在 10 至 36 小时之间，金属温度已下降至其满负荷值的约 40至 80之间） 500 次 3） 热态启动（停机不到 10 小时，金属温度超过其满负荷值的约 80以上） 4500 次 4） 极热态启动（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） 200 次 5） 负荷阶跃10 额定负荷 12000 次 供方提供各种情况下的启动时间及寿命消耗。 汽轮机易损件的使用寿命，供方在供货条件中予以规定，工作温度高于 450的 MINE MOUT

19、H CFSPP SUMSEL-5 (2x150MW) 汽轮机技术 协议 6 紧固件，考虑其松驰性能，并保证在大修间隔期内可靠运行。 汽机能满足在不同时期带基本负荷、调峰负荷的要求，并考虑低负荷运行时的经 济性。机组在半年试生产期间试运行时间不小于 3800 小时。机组第一年等效可利用小 时数不少于 7500 小时。在正常情况下，机组的可用率不低于 95%，因汽轮机设计、制 造原因引起的强迫停机率不高于 2%，每年强迫停机次数不超过 2 次。 供方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。 启动方式次数每次寿命消耗总寿

20、命消耗 冷态启动2000.024 温态启动5000.0084 热态启动45000.00522.5 极热态启动2000.0153 负荷变化120000.00112 30 年总的寿命消耗45.5 4.1.7 汽轮机大修周期不少于 5 年，小修周期 1 年。机组可靠的可用率大于 90%，强 迫停机率小于 2%。 4.1.8 机组的允许负荷变化率为： 1） 从 10050T-MCR 和从 50%-100%T-MCR 不小于 5/每分钟 2） 从 5030T-MCR 和从 30%50%T-MCR 不小于 3/每分钟 3） 从 30T-MCR 以下 不小于 2/每分钟 4） 允许负荷在 50100T-MC

21、R 之间的负荷阶跃 不小于 20/每分钟。 4.1.9 机组能在 48.551Hz 周波范围内持续稳定运行，根据系统要求，机组的频率特 性还满足下表要求。 允 许 运 行 时 间 频 率（Hz） 累 计 （min）每 次 （Sec） 52.555 52.03030 48.551连续运行 MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2x150MW) 汽轮机技术 协议 7 476060 46.51010 4622 4.1.10 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 行时间以及带负荷能力，至少满足 IEC 标准要求。 4.1.11 供方应分别给出机组在启动和

22、正常运行时，主蒸汽与再热蒸汽温度的允许偏差 值。 汽轮机蒸汽参数的允许变化范围： 参数名称限制值 任何 12 个月周期内的平均压力 1.00P0 保持上述年平均压力下允许连续运行的压力 1.05P0 主蒸汽压力 例外情况下允许偏离值，但 12 个月周期内积累时间 12h 1.20P0 冷再热蒸汽压力 1.25P1 任何 12 个月周期内的平均温度 1.00t 保持上述年平均温度下允许连续运行的温度 t+8 例外情况下允许偏离值，但 12 个月周期内积累时间 400h t+(814) 例外情况下允许偏离值，每小时15min，但 12 个月周 期积累时间80h t+(1428) 主蒸汽及再 热蒸汽

23、温度 不允许值 t+28 注：P0 为主蒸汽额定压力 P1 为额定高压缸排汽压力 t 为主蒸汽或再热蒸汽的额定温度 4.1.12 汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速避开20。轴系临界转速值的 分布保证有安全的暖机转速和超速试验转速，轴系各临界转速见下表： 一阶临界转速 r/min 二阶临界转速 r/min 临界转速 轴段名称 设计值（轴系/轴段）试验值设计值（轴系/轴段）试验值 高中压转子 1850/16284000 低压转子 2116/19684000 4.1.13 供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， 使各轴承负荷分配均匀, 保证机组的轴系 有良好的稳定

24、性. MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2x150MW) 汽轮机技术 协议 8 4.1.14 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 0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于 0.15mm。刚性联轴 器法兰端面的瓢偏不大于 0.02mm，接长轴上的联轴器端面瓢偏不大于 0.03mm，法兰外 圆（或内圆）的径向晃度不大于 0.02mm。 4.1.15

25、当汽机负荷从 100甩至零，危急保安器不动作时，汽轮发电机组能自动降至 同步转速。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。 4.1.16 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压在正常至 报警范围内，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。 4.1.17 超速试验时，汽轮机能在 112额定转速下作短时空负荷运转，这时任何部件 都不超应力，各轴系振动也不超过允许值。 提供汽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 （不投油稳燃负荷 30%B-MCR）相配合的滑压和定压运行曲线，以及滑参数停机特性曲 线。曲线中至少包括主蒸汽、再热蒸汽的压力、温度、流量、转速、负荷变化等。 4.1.18 提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据，见第 4.8 节。 4.1.19 热耗率和汽耗率保证值 1）机组的热耗率及汽耗率按下表所列各工况提供： 序 号 项 目 发电机 净功率 kW 排汽压力 MPa.a 补给水率 热耗率 kJ/kW.h 汽耗率 kg/kW.h 1 TMCR 工况 1750220.0090%84303.092 2 VWO 工况 1856280.0090%84223.125 3 75TMCR 工况 1312520.0090%85452.993 4 50TMCR 工况 8