顺发余热发电6MW机组技术协议

《顺发余热发电6MW机组技术协议》由会员分享，可在线阅读，更多相关《顺发余热发电6MW机组技术协议（12页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、 平顶山顺发钢铁有限公司6MW凝汽式汽轮发电机组技术协议书 平顶山顺发钢铁有限公司 6MW饱和蒸汽汽轮发电机组招标技术协议 需 方: 平顶山顺发钢铁有限公司供 方: 设计方：2013年4月 前 言平顶山顺发钢铁有限公司根据现有345t炼钢转炉及炼铁、炼钢配套的烧结的余热设施产生的低压饱和蒸汽，拟新建6MW利用饱和蒸汽发电项目。项目名称: 平顶山顺发钢铁有限公司余热发电工程设备名称：凝汽式汽轮机、发电机及辅机1机组型号和机组使用地点1.1汽轮机型号：N60.7 凝汽式汽轮机 机组代号：汽轮机制造厂：1.2发电机型号：QFW62 10.5kV 双通道可控硅静止自并励励磁装置 发电机制造厂：1.3使

2、用地点：平顶山市青山县塔门镇顺发钢铁有限公司2用户使用条件的要求2.1冷却水冷却水为闭式循环水 冷却水进口压力：0.150.3MPa（a）冷却水温度：正常27，最高33 冷却水PH值：78 机组冷却水量：3500t/h （按单台最大进汽47t/h考虑）注：此汽轮机为余热利用饱和蒸汽发电，其生产环境灰尘比较大，凉水塔水质很难保证，凝汽器比较易结垢，所以凝汽器配置在标准配置的基础上应适当加大。2.2电源动力电源：380V，50Hz，三相；220V，50Hz，单相。事故电源：直流220V，380V，50Hz，三相。2.3汽轮发电机组安装使用环境和场所汽轮发电机组安装在室内，厂房为新建厂房； 使用场所

3、：无防爆等特殊要求。2.4机组的数量和型式：2.4.1汽轮机组的数量：1台套2.4.2汽轮机的型式：单缸、冲动、凝汽式汽轮发电机名称单位数 据主汽门前蒸汽压力MPa（A）0.70.2主汽门前蒸汽温度饱和额定转速r/min3000汽轮机转向(从汽轮机端向发电机方向看)汽轮机转向为顺时针额定排汽压力MPa(a)额定进汽量t/h最大进汽量t/h额定功率MW6MW最大进汽量时发电量MW3汽轮机设计参数：额定进汽 压力：0.7 MPa (a) 额定进汽温度： 饱和温度 额定排汽 压力： 额定进汽流量：循环水温度：27 冷却水清洁系数:4特殊设计说明：4.1循环水为闭式循环，按冷凝器冷却面积选为1000m

4、2。4.2饱和蒸汽用汽轮机结构设计差异：4.2.1进汽口前增设旋流式带蒸汽过滤网的汽水分离器。4.2.2通流部分各压力级前设置疏水槽沟，末三级隔板设置除湿疏水环形槽。4.2.3末一、二级叶片等进汽边硬化处理。4.3临界转速：汽轮机单个转子临界转速：2140r/min。4.4凝汽式汽轮机的调节控制：调节系统采用DEH引进西门子技术制造的液压执行系统，调节油系统有滤油器（注：润滑油滤油器和调节油滤油器均需有滤油器前后压差报警装置，并能进入DCS显示）。5本体设计制造要求和技术性能要求5.1规范和标准汽轮机的主要技术标准如下（但不局限于下列标准，如有更新版本，以最新版本为准）：5.1.1 GB/T5

5、578-2007 固定式发电用汽轮机技术条件5.1.2 JB/T1329-1991 汽轮机与汽轮发电机连接尺寸5.1.3 JB/T1330-1991 汽轮发电汽轮机中心标高与安装尺寸5.1.4 JB/T9627-1999 汽轮汽轮机成套供应范围5.1.5 JB/T8188-1999 汽轮机随机备品备件供应范围5.1.6 JB/T9637-1999 汽轮机总装技术条件5.1.7 QQ/J3330-1999 汽轮机主要零部件（转子部分）加工装配技术条件5.1.8 QQ/Z54018-1999 汽轮机刚性转子动平衡标准5.1.9 JB/T10086-2001 汽轮机调节（控制）系统技术条件5.1.1

6、0 GB/T13399-1992 汽轮机安全监视装置技术条件5.1.11 GB12145-1989 火力发电汽轮机及蒸汽动力设备水汽质量标准5.1.12 GB/T8117-1987 电站汽轮机热力性能验收试验规程5.1.13 JB/T9634-1999 汽轮机冷油器（管式）尺寸系列和技术条件5.1.14 JB/T10085-1999 汽轮机凝汽器技术条件5.1.15 JB/T2862-1992 汽轮机包装技术条件5.1.16 JB/T2900-1992 汽轮机油漆技术条件5.1.17 JB/T2901-1992 汽轮机防锈技术条件5.1.18 QQ/JT8187-1999 汽轮机保温技术条件当

7、上述标准前后有矛盾时，以较高的标准为准。5.2技术性能要求5.2.1汽轮机进汽参数为额定参数时，汽轮发电机组能在输出功率6000kW的工况下安全连续地长期运行；5.2.2汽轮发电机组应能承受下列可能出现的运行工况：5.2.2.1机组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短路重合闸或非同期合闸所产生的扭矩；5.2.2.3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达60分钟；5.2.2.4汽轮机在排汽温度不高于70时应允许长期运行，排汽缸最高允许温度为80；5.2.3提供保护汽轮机组用的安全膜板。5.2.4机组设有电动盘车装置，盘车装置做到自动退出而不发生撞

8、击，且不再自动投入。 5.2.5汽轮机设有机械式危急保安装置，脱扣转速为额定转速的109%-111%。5.2.6从危急保安器动作至进汽速关阀关闭的时间不大于0.5秒。5.2.7主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应避开额定转速25%以上，并具有良好的抗干扰能力。5.2.8任何运行条件下，各轴承的回油温度不能超过65，瓦块金属温度应不超过90，但乌金材料应允许在100以下长期运行。5.2.9本机组允许在制造厂提供的最低功率至最大功率（6600kW）之间运行。5.2.10当机组负荷在100%全甩负荷时，机组应能自动控制转速，以防机组脱扣。5.2.11汽轮机所测得的噪声应符合GB5

9、578-85规定(不大于90分贝)。5.3本体设计制造要求5.3.1汽轮机本体 汽轮机额定功率：6000kW (最大6600kW)汽轮机额定转速：3000r/min 同步范围-4%+6%，汽轮机跳闸转速：3270-3330r/min汽轮机转向：从汽轮机端向发电机方向看，汽轮机转向为顺时针。汽轮机本体设计寿命30年。5.3.2汽轮机所有附属设备应是成熟的、先进的、不得使用试验性的设计和部件。5.3.3汽缸作水压试验合格。5.3.4汽轮机转子应清除残余内应力，出厂前进行高速动平衡试验合格，附试验报告。5.3.5因该汽轮机为饱和蒸汽发电，汽轮机低压末级及次末级叶片应具有必要的抗应力及抗汽蚀措施，汽轮

10、机应设有足够的除湿用疏水口。5.3.6汽缸铸件应消除残余内应力，汽缸铸件的同一部位不允许挖补两次。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。5.3.7主汽门、调速汽门应严密不漏，能经受在主蒸汽管上做1.5倍设计压力的水压试验。5.3.8润滑油系统采用集中供油装置，包括主油箱、主油泵、滤油器、交流高压启动油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、2台100%容量的冷油器。主油箱上设置一台全容量交流电动机驱动的抽油烟机。5.3.9各轴承座、前箱等油浸渗漏试验应合格，附试验合格报告。5.3.10轴承箱、前箱各穿线孔需有防止渗漏装置。5.

11、3.11由于是饱和蒸汽发电，蒸汽中含水量较大，应充分考虑轴向推力问题。6汽轮发电机基本参数及性能（汽机厂配套）6.1型 号：QF-W7-2 额 定 功 率： 7MW(最大7600kW)额定电压：10.5kV 额定功率因数：0.8（滞后）频 率：50Hz 相 数： 3接 法：Y 绝 缘 等 级： F/F额定转速：3000 r/min 效 率： 96.4冷却方式：空冷（密闭循环空气冷却）。励磁方式：双通道可控硅静止自并励励磁装置。发电机出口必须软连接，所用电流互感器必须40-60V。 6.2发电机供货范围6.2.1汽轮发电机本体：（发电机定子、转子、端盖、底板、轴承及垫铁、地脚螺栓等）一套。6.2

12、.2双通道可控硅静止自并励励磁装置一套；6.2.3空气冷却器及其装置一套。6.2.4规定的备品备件及工具一套。6.2.5发电机的前、后轴承回油、定子线圈、采用PT100。轴瓦温度采用PT100引出。进出风测温采用双金属温度计。7.联轴器汽轮机转子和发电机转子间联轴器采用刚性联轴器；提供一套联轴器找中专用工具（包括：联轴器连接螺栓拆装专用扳手，找中心专用工具支架等）。8.汽轮机调节系统调节系统采用DEH(浙大中控、南京科远或北京和利时三类产品中的一种)引进西门子技术制造的液压执行系统，含机柜。DEH和ETS必须分别采用各自独立且冗余配置的控制站完成控制，操作员站和工程师站2个系统可合用，操作员站

13、、工程师站不应采用同一台工控机。所配DEH、ETS的各项功能、性能、接入率、完好率、可利用率、抗干扰能力等都必须达到国家及电力行业标准规范要求。DEH 系统具有转速自动控制、转速手动控制，进汽压力自动控制、负荷自动控制、负荷手动控制，负荷自动控制和手动控制无扰切换。能实现超速保护、自动主汽门严密性、调速汽门严密性等各项试验功能。其装置包括：机械液压和电气超速保护装置，危急遮断器、危急遮断油门、轴向位移遮断器、电超速保护装置、转速测量装置、电磁阀，操作员站/工程师站、硬手操板、DEH 机柜等。特别要求：在厂用电全停和DEH系统失电时，汽轮机主汽门及调速汽门应迅速关闭，决不允许开启或处于失控状态，

14、以防止汽轮机过载或超速造成设备损坏。汽轮机主保护包括：低油压、超速、轴向位移、低真空、轴承座振动、发电机保护动作、电调停机、电调油压低、轴瓦温度高、回油温度高、胀差等。当主保护动作时，关闭汽轮机全部进汽阀。9.汽轮机保温及罩壳9.1供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；9.2供方提供在平台以上的汽轮机部分壳体设有装饰罩壳，汽轮机铭牌等。9.3由于是饱和蒸汽发电所以在设计汽轮机保温时应充分考虑其温降对汽轮机的影响。10供油系统10.1供油系统由厂家供货。采用集中组合油站。10.2润滑油系统供汽轮机润滑用油、调节控制用油、联轴器润滑用油和发电

15、机润滑用油。10.3润滑油采用GB11120-89标准规定的46号防锈汽轮机油，汽轮机油由用户自理。10.4主油泵由汽轮机主轴驱动，提供汽轮机与发电机润滑和安全用油，由厂家供货。10.5油路交接：供方提供汽轮机和发电机的全部进、回油管路，润滑油管路及控制油管路、阀门和配套法兰均采用不锈钢材质，冷油器管束采用不锈钢光管，发货前应整体组装并打压试验合格（附试验合格证），油箱采用碳钢，油箱内壁采用防腐处理。从汽轮机向发电机看：汽轮机的进、回油管位于汽轮机。10.6油箱容量 m3。应能完全满足使用需求。11监测仪表和保护装置11.1监测仪表无防爆要求。11.2监测仪表见附表1。11.3保护装置与信号输

16、出功能及供方供货状态等见附表1。11.4汽轮机装有电磁阀，接受各种停机信号，电磁阀为：DC220V，常开式（汽机运行时失电）。12凝汽真空装置12.1凝汽器换热面积 1000m2。12.2凝汽器保护装置：薄膜。12.3凝汽器管子材料：不锈钢无缝光管。12.4抽汽器采用射水抽气器。12.5凝汽器出厂前组装完毕（穿管、涨管已完毕），水压试验合格。13汽轮机组供货范围(单台) 13.1汽轮机本体（从进汽法兰起至汽轮机排汽法兰止）、汽轮机与发电机间的联轴器、电动盘车装置等。13.2 DEH(北京和利时、浙大中控或南京科远)系统引进西门子技术制造的液压执行器等。13.3汽轮机监测保护系统(TSI)：由1

17、3个表位组成。要求：振动4点；热膨胀2点；轴位移2点；胀差2点；转数3点，所有一次性探头，TSI均由汽机厂供货。供货厂家：江阴三电仪或江阴众和。13.4凝汽设备：1000平米冷凝器，排汽接管、热井及液位自动调节装置。 13.5汽水系统：包括汽封管道、均压箱（包括配套压力调整电动分配阀、减温水雾化装置、减温减压器等）、主汽门前汽水分离器、阀门、疏水膨胀箱等。13.6集中供油装置：包括油箱、交流辅助油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、注油器、双联控制油过滤器、双联润滑油过滤器、润滑油过压阀、排烟机、双联冷油器、调节保安系统的油管路及附件等。13.7抽真空系统：2台全容量射水抽汽器（一用一备）。13.

18、8就地仪表和就地仪表柜。13.9基础垫铁、地脚螺栓。13.10电动盘车装置。13.11刚性联轴器及其配套附件；13.12汽封系统：汽轮机本体汽封管路及附件、阀门、均压箱等。13.13随机标准配置二年的备品备件、专用工具和随机资料。需特别说明的备件见附表3备品备件及工具清单。13.14所有随机配套的阀门均应配套反法兰及连接件（螺栓、缠绕垫片、弹垫等）14质量保证及服务14.1产品保质期从出厂日计18个月；或运行8000小时（以投运为准）。在质保期内产品出现的任何非人为使用问题，厂家无条件进行处理。14.2设备由供货商负责运抵用户工地后30天内，用户提前3天通知汽轮机厂家共同按制造厂装箱清单开箱验

19、收。（供货物品以现场实际到货为准）14.3 如发生质量问题，供方承诺24小时回复，疑难问题72小时内派人到现场。14.4用户安装及调试汽轮机时（从安装开始到汽轮机正式投运），供方免费派专业技术人员做为厂家代表在现场为安装调试做技术指导服务，用户应提供工作生活等方便。15供方提供的技术资料 15.1合同正式生效后7日内供方提供买方、设计院工程资料一式三份，电子版一份，满足工程设计的要求。买方、设计院在收到供方初设资料7日内，供方负责召开汽轮发电机组技术协调会，双方及设计院各派人员参加地点待定。技术协调会后7天内供方将最终资料一式三份（包括一份PDF格式电子版）交给用户及设计院。说明：在布置总图中

20、应标明汽轮机组（包括发电机）的动、静荷载及扰力值，并分配到各螺栓孔，汽轮机允许的力和力矩。16其他本技术协议中的未尽事宜，双方可通过友好协商解决，如果有变动或修改，应以书面形式通知对方，以双方书面确认的为准。17.附表1: 汽 轮 机 监 测 仪 表 （以下测量点所需测量元件包括支架均由厂方供货）测量部位及名称就地汽轮机就地仪表柜中控备注一、压力表进汽远传进入DCS轮室(调节级后)远传进入DCS排汽远传进入DCS润滑油（在总管上）远传进入DCS控制油远传进入DCS二次油远传进入DCS启动油远传进入DCS速关油远传进入DCS各轴承进油远传进入DCS速关阀试验油远传进入DCS各油泵出口远传进入DC

21、S滤油器进、出口远传进入DCS凝汽器进汽侧远传进入DCS凝汽器水侧进、出口压力远传进入DCS滤油器压差报警远传进入DCS二、温度计进汽远传进入DCS上汽缸温度远传进入DCS下汽缸温度远传进入DCS调节级后远传进入DCS排汽远传进入DCS各轴承回油远传进入DCS各轴瓦温度远传进入DCS冷油器冷却水进出口远传进入DCS冷油器油进出口油温远传进入DCS三、铂热电阻（PT100）汽轮机前径向轴承测温元件汽轮机后径向轴承测温元件发电机前径向轴承测温元件发电机后径向轴承测温元件推力轴承正瓦（10件）测温元件推力轴承付瓦（10件）测温元件四、其他轴承座壳体振动4点（含发电机后轴承） 远传进入DCS轴振动测4点胀差测量2点轴位移测量2点电子转速表转速测量6点（包括支架）远传进入DCS热井凝结水液位自动调节远传4-20mA.DC回油管上视镜油箱液位指示远传4-20mA.DCSPC阀位控制器LVDT位移反馈注：其它未提及的测量点及元件按标准配置供给各方代表签字：需 方：平顶山顺发钢铁有限公司 代 表：供 方： 代 表：设 计 方： 代 表： 第 12 页 共 15 页