汽轮机技术规范书

1、重庆市蓬威石化有限责任公司重庆市蓬威石化有限责任公司 供供热热中中心心 工工程程 汽轮机技术规范书汽轮机技术规范书 供方： 需方：重庆市蓬威石化有限责任公司 设计方：重庆渝经能源技术设计研究院 2010 年 8 月 重庆 目目 录录 1.工程概况及总则工程概况及总则.3 2.设备运行环境条件设备运行环境条件.3 3.设备型号及主要技术参数设备型号及主要技术参数.4 4.汽轮机设计、制造、安装标准汽轮机设计、制造、安装标准.4 5.技术要求技术要求.5 6.汽轮机本体结构设计性能汽轮机本体结构设计性能.6 7.汽轮机主要数据汇总表汽轮机主要数据汇总表.8 8.技术培训设计技术培训设计.10 9.

2、技术服务和设计联络技术服务和设计联络.10 10.设备监造及设备监造及性能验收试验性能验收试验.11 11.设计范围划分设计范围划分.12 12.汽轮机组成套供货范围汽轮机组成套供货范围.12 13.技术资料交付进度技术资料交付进度.12 14.质量保证期质量保证期.12 15.包装、运输和储存包装、运输和储存.12 1. 工程概况及总则工程概况及总则 1.1 工程概况 本工程为重庆市蓬威石化有限责任公司 3130t/h 高温高压循环流化床锅炉 125mw 抽汽凝汽式汽轮发电机组供热中心工程。本技术规范书所列设备是该工 程三大主机之一。 1.2 总则 1.2.1 本规范书适用于重庆市蓬威石化有

3、限责任公司 3130t/h 高温高压循环流化床锅 炉125mw 抽汽凝汽式汽轮发电机组供热中心工程项目中的汽轮机及其附属设备, 它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2.2 本规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出明确规定， 也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应保证提供符合本技术规范书、国家和行 业标准的优质产品。 1.2.3 如供方没有以书面形式对技术规范书的所有条文提出异议，需方可以认为供方 提供的产品完全满足技术规范书的要求。 1.2.4 合同签订后，因国家或行业标准、规范和规程发生变化，需方有权以书面形式 提出补充要求，具体项目由供、

4、需双方共同商定。 1.2.5 本规范书所使用的标准如与供方所执行的标准发生矛盾时，应按较高标准执行。 2. 设备运行环境条件设备运行环境条件 2.1 厂址条件 设备安装地点： 重庆市蓬威石化有限责任公司厂区内 主厂房零米高程（黄海高程）：336.60m（室外地坪标高 336.30m） 地震烈度： 6 度 场地土类别： 类 2.2气象条件（建设方填写） 最热月份平均温度(7 月)28.3 最冷月份平均温度(1 月)7.7 有记录的极端高温42.2 有记录的极端低温-2.7 年平均相对湿度 83 年平均大气压 97.32 kpa 夏季平均风速0.7m/s 冬季平均风速0.3m/s 年平均最大风速

5、22.8m/s 2.3 设备运行方式：长期、连续、稳定运行。 2.4 设备布置方式：纵向顺列布置方式，汽机房运转层标高 8.0m。 3. 设备型号及主要技术参数设备型号及主要技术参数 3.1.设备型号：c258.83/0.981，额定出力 25mw 抽汽凝汽式汽轮机。 3.2 主要技术参数（以下空白处由供方填写） 本机组额定功率：25mw，最大功率：30mw； 主汽门前额定蒸汽压力： 8.83mpa； 主汽门前额定蒸汽温度： 535； 额定进汽流量： t/h； 额定抽汽压力： 0.981mpa（绝压） 抽汽压力调整范围： 0.7851.275mpa（绝压） 额定抽汽温度： 额定抽汽量： 80t

6、/h 最大抽汽量： 120t/h 额定排汽压力： mpa（绝压） 额定工况下保证汽耗率： kgkw.h 额定工况下保证热耗率： kjkw.h 回热抽汽级数： 给水温度： 210 额定转速： 3000r/min； 旋转方向：从汽轮机向发电机方向看为顺时针旋转。 型式：单缸、冲动、抽汽凝汽式 4. 汽轮机设计、制造、安装标准汽轮机设计、制造、安装标准 汽轮机设计、制造、安装、调试、试验和验收采用的标准（但不限于）： gb/t55782007固定式发电用汽轮机技术条件 gb/t133991992汽轮机安全监视装置技术条件 gb/t81172008汽轮机热力性能验收试验规程 gb/t8732-2004

7、汽轮机叶片用钢 gb752087汽轮机保温技术条件 gb/t12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准 jb/t9635-1999发电用汽轮机型号编制方法 jb/t9636-1999汽轮机辅机型号编制方法 jb/t8188-1999汽轮机随机备品件供应范围 jb/t9637-1999汽轮机总装技术条件 jb/t4273-1999汽轮机转速控制系统验收试验 jb/t9631-1999汽轮机铸铁件技术条件 jb/t3329-1999汽轮机旋转零部件静平衡 zbk5401888汽轮机主要零部件（转子部分）加工装配条件 bk5402188汽轮机主要零部件（静子部分）加工装配条件 jb/

8、t10086-2001汽轮机调节(控制)系统技术条件 jb/t9638-1999 汽轮机用联轴器等重要锻件技术条件 jb/t10085-1999汽轮机凝汽器技术条件 jb/t8184-1999汽轮机低压给水加热器 技术条件 jb/t8190-1999高压加热器 技术条件 jb/t4058-1999汽轮机清洁度 dl50002000火力发电厂设计技术规程 dl/t892-2004电站汽轮机技术条件 dl/t50722007火力发电厂保温油漆设计技术规程 dl50111992电力建设施工及验收技术规范（汽轮机组篇） （1996 年版） 在汽轮机的设计、制造上优先采用已获准采用的国际先进标准，当标准

9、间有矛盾 时，按较高标准执行。 5. 技术要求技术要求 5.1 在技术规范书和合同规定的文件中（包括图纸、计算、注释、使用手册等） ，都采 用国际单位制（si） ；在合同执行期间，文件和来往信函使用中文书写，主要图纸应提 供 autocad 电子版。 5.2 供方提供的设备应能满足人身安全和劳动保护要求。 5.3 汽轮机本体设备性能 5.3.1 汽轮发电机在额定工况下应能安全、连续、稳定运行，发电机输出额定功率 25mw；在最大工况下运行，发电机输出最大功率 30mw。 5.3.2 汽轮机主蒸汽参数、抽汽参数及背压为额定值时，高压加热器投入时机组连续 发出额定功率。 5.4 汽轮机能承受下列可

10、能出现的运行工况而不受损坏： 5.4.1 汽轮机能承受发电机出口母线突然三相短路或单相短路重合闸或非同期合闸时 所产生的扭矩。 5.4.2 汽轮机甩负荷后允许维持空转 15 分钟（该工况对机组寿命影响较大，时间越 短越好） 。 5.4.3 汽轮机在试运行期间，在额定转速下空负荷运行时间可以满足电气试验所需的 时间。 5.4.4 汽轮机本体具有良好完善的保温设计，保证运行时上、下缸温差小于 50。 5.4.5 机组在整个寿命期间内在周波 48.550.5hz 的范围内，在 30100额定负荷 下，可连续稳定运行。 5.4.6 汽轮机主要零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不低于 30 年，寿命期

11、内 汽轮机能承受各种状态的启停次数、启动时间为： 启动方式 冲转时间 min 允许启动次数 冷态启动 60 150 次 温态启动 30 1200 次 热态启动 20 2000 次 5.5 汽轮机大修周期为 4 年。年利用率不低于 90.5。 5.6 汽轮机调速系统采用低压数字电液调节系统，该系统由 deh 控制系统、电液转换 器、高压错油门、油动机等部分组成，系统的技术指标如下： 5.6.1 转速控制范围：203600rpm，精度1rpm。 5.6.2 转速不等率：4.5（36可调） 。 5.6.3 系统迟缓率：小于 0.3。 5.6.4 汽轮机从额定工况甩负荷时，转速的最高飞升小于 9额定转

12、速。 5.6.5 deh 控制系统平均连续无故障运行时间大于 25000 小时，电液调节系统可用率 为 99.9。 5.7负荷变化 5.7.1 从 10050额定负荷不小于 3/min。 5.7.2 从 5020额定负荷不小于 1.5/min。 5.8 工业抽汽 5.8.1 汽轮机设一级调整抽汽口，调整抽汽口（工业用汽）额定抽汽压力： 0.981mpa，额定抽汽量：80t/h，最大抽汽量：120t/h。 5.8.2 在满足制造工艺的情况下，应尽量降低抽汽温度，提高系统热效率。 5.8.3 调整抽汽系统应配套调压器，抽汽压力、流量的调整范围应能满足热用户工业 生产用汽的需要。 5.9. 汽轮机在

13、额定转速和正常负荷下运行时，各轴承振动在垂直和水平方向上的双 幅值不大于 0.03mm，转子轴系在临界转速时轴承座上测量双振动值不大于 0.15mm。 5.10 当汽轮机负荷从 100甩至零时，调节系统能自动控制汽轮机转速，确保汽轮机 能自动降至同步转速，防止机组脱扣。 5.11 机组作超速试验时，在 112额定转速时任何部件均不超过规定应力标准，各轴 承振动值均不大于保证值 0.05mm。 5.12 在距汽轮机本体罩壳 1m 处测试噪音不大于 90db，其它辅助设备不大于 85db。 5.13 图纸会签：要求供方在设计方施工图设计阶段对汽轮发电机基座的主要外型尺寸 及地脚螺栓的布置图纸进行会

14、签确认。 6. 汽轮机本体结构设计性能汽轮机本体结构设计性能 6.1 一般情况及检测保护 6.1.1 机组设计中充分考虑防止意外的超速及汽缸进冷水、冷汽、着火和突然振动的 防护措施。 6.1.2 汽轮机本体设有安全监视仪表（tsi） ，随机供给国产成熟可靠产品。并设有与 dcs 系统的通讯接口，具有在线显示及修改参数的能力。 6.1.3 供方根据各种可能工况的安全合理的运行操作方式提供各参数测点布置，提供 满足自动调节和保护要求的成套供应的检测和控制设备，并保证本体成套供应的仪表、 控制设备和元件，不含水银等有害物质，不得选用国家宣布的落后淘汰产品。 6.1.4 汽轮机主蒸汽压力范围：8.83

15、0.49mpa，温度范围：525540。 6.1.5 汽轮机一级调整抽汽压力范围：0.9810.3 mpa。温度范围： 6.1.6 各轴承进、出口均装设测量油温的 pt100 型金属温度计，并有超限报警功能。 6.2汽轮机转子和叶片 6.2.1 汽轮机转子充分消除残余热应力。 6.2.2 转子的推力瓦有确定位置的标记。 6.2.3 所有叶片均为成熟叶片，在允许周波范围内不会发生共振。 6.3汽缸 6.3.1 汽缸设计满足汽轮机在启动、带负荷连续稳定运行和停机过程中，温度梯度最 小、变形最小，并始终保持同心度。 6.3.2 汽缸设有完备的压力、温度测点系统，满足运行维护，集中控制和试验的要求。

16、6.3.3 汽缸前、后汽封及隔板汽封有一定的退让间隙，以保证不损伤转子或导致大轴 弯曲。 6.4 凝汽器 6.4.1 凝汽器真空系统应严密、不漏汽。 6.4.2 凝汽器的各项性能指标应符合相关设计、制造、验收规范。 6.4.3 凝汽器管材选用及焊接、探伤、化学清洗应符合相关技术规范的要求。 6.5 轴承及轴承座 6.5.1 轴承均为椭圆轴承，具有抗干扰能力，确保不产生油膜振荡。 6.5.2 不吊出汽缸和转子，所有轴承均能方便取出或更换。 6.5.3 轴承设有位移、温度、振动测点。 6.5.4 各轴承在任何工况下排油温度不大于 65。 6.6 主汽门及配汽机构 6.6.1 主汽门具有检修后单独试

17、验开、闭的装置及阀门遮断装置。 6.6.2 为减小机组启动时的应力，机组启动时，调速汽门的预启阀开启，机组能全圆 周进汽。 6.7 辅助系统 6.7.1 润滑油系统 6.7.1.1 汽轮机控制系统和润滑系统采用国产 32或 46透平油。 6.7.1.2 机组的润滑系统能确保机组的启动、停机及正常运行和事故状态的供油要求。 6.7.1.3 油箱附属设备应设有注油器、排烟装置，油位指示器，可抽洗的滤网等。 6.7.1.4 汽轮机冷油器在冷却水进口水温 34件下，能确保满足汽轮机安全、经济运 行的需要；冷油器断水时机组能安全停机。 6.7.1.5 油箱在机组甩负荷时能容纳全部回油，温度不高于 75。

18、 6.6.2 油箱事故排油口能满足失火时避免事故扩大，迅速排油的需要。 6.6.3 回热抽汽系统：供方随主机供给低压加热器、高压加热器，并符合低、高加热 器技术条件及机组正常工作的需要。 6.6.4 汽封系统：供方随主机供给汽封加热器、均压箱，冷却轴封蒸汽，回收工质。 6.6.5 疏水系统：能将汽轮机启动停机及低负荷运行时，汽轮机本体及管道内凝结的 凝结水疏走。 6.6.6 盘车装置：随主机供给的盘车装置在机组冲转后，能自动脱开并锁定，投入和 脱开均不发生撞击。 6.8 保安系统 6.8.1 汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，危急保安器动作转速为额定转速的 110112。 6.8.2 当机组达

19、到转速超过额定转速的 1112（即 33303360rpm，可调） 、润滑 油压降至允许最低值、油箱油位降至设定的低限、轴向位移达到允许最大值、位移轴 承油温达到 75中的任何一项时，发出停机信号并自动停机。 6.8.3 机组设有轴向位移、胀差、振动、转速、热膨胀、油箱油位等有关监测指示。 6.8.4 当机组的轴向位移、胀差、轴承温度、油位、油压等超过整定的规定值时，能 发出报警信号。 6.8.5 在额定参数工况下，机组甩负荷时调节系统能维持机组空转。 6.9 汽轮机出厂前按国家标准对转子进行动平衡试验，试验前七天通知招标方派员参 加，随机提供试验报告及合格证复印件。 6.10 随机供给射水抽

20、气器一台，抽气器能满足机组启动、停机、额定及最大工况时 抽气量的需要。 6.11 按国家标准随机供应监测，tsi（转速、轴位移、相对膨胀、热膨胀、振动、油 箱油位、油动机行程、危急遮断器电指示）等相关仪表。 7. 汽轮机主要数据汇总表汽轮机主要数据汇总表（请供方填写，但不限于此） 序号项 目数值单位备注 1型号 2额定功率kw 3汽轮机转速r/mim 4汽轮机转子临界转速r/mim 5转子旋转方向 6汽轮机额定进汽量t/h 正常 最高7 主汽门前 进汽压力 最低 mpa 正常 最高8 主汽门前 进汽温度 最低 压力 正常/最高/最低mpa 温度 9 一级工业 抽汽 抽汽量 额定/最大t/h 压

21、力 正常/最高/最低mpa 温度 10 二级工业 抽汽 抽汽量 额定/最大t/h 11额定排汽压力mpa 12额定排汽温度 13给水回热级数 14最终给水温度 15汽轮机汽耗 计算值/保证值kgkwh 16汽轮机热耗 计算值/保证值kjkwh 17汽轮机额定转速下最大允许振动值mm 18汽轮机在临界转速下最大允许振动值mm 转子 汽缸上半起吊重量19 汽轮机本体 主件重量 本体部分 t 型号 冷却面积m2 冷却水量t/h 20凝汽器 冷却水温度 正常/最高 无水时净重t 型号 加热面积m2 汽侧压力mpa 21 高压加 热器 水侧压力mpa 型号 数量台 加热面积m2 汽侧压力mpa 22 低

22、压加 热器 水侧压力mpa 型号 工作蒸汽压力mpa 工作蒸汽温度 冷却水量t/h 最大冷却水量t/h 23 汽封加 热器 冷却水最大压力mpa 型号 工作耗水量t/h 工作水压mpa 抽气量kg/h 24 射水抽 气器 抽吸压力mpa 润滑油压mpa 润滑油量（包括发电机轴承） l/min 润滑油进油温度 润滑油回油温度 润滑油最高允许回油温度 调节油压mpa 脉冲油压mpa 25 油路系 统 最低允许油压mpa 注油器出口压力mpa 主油箱容积 m3 主油箱油位允许升降范围 m 型号 数量台 冷却面积m2 冷却水耗量t/h 冷却水压mpa 26冷油器 最大允许水压mpa 型号 流量 m3/

23、h 扬程m 效率 配用电机型号 27 高压启 动油泵 配用电机功率 kw 型号 流量 m3/h 扬程m 效率 配用电机型号 28 交流润 滑油泵 配用电机功率 kw 型号 流量 m3/h 扬程m 效率 配用电机型号 29 直流润 滑油泵 配用电机功率 kw 30轴承进油温度 31轴承回油温度 32轴承温度 8. 技术培训设计技术培训设计 为使合同签订的设备能正确安装和正常运行，供方有责任向需方免费提供相应的 技术培训，培训的时间和内容应与工程进度相适应，具体情况由供需双方协商后实施。 9. 技术服务和设计联络技术服务和设计联络 9.1 技术服务 供方免费派出经验丰富的技术人员 12 名对其所供

24、设备为需方提供全面的现场 服务，从设备安装开始，直到安装调试工作结束（72 小时试运行） 。供方现场服务计 划表如下： 供方现场服务计划表（由供方填写） 派出人员构成 序号技术服务内容 计划 人月数职称人数 备 注 配合需方对到厂设 备进行开箱检验 设备发运期间 指导需方人员 进行现场设备安装 经验丰富的现场 安装技术人员 汽轮机的试运行和 调试 汽轮机临时故障 24 小时内给予 回复 9.1.1.供方现场服务人员应具有的资质 能遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度，有较强的责任感和事业心，熟悉设备 结构特点，有较丰富的现场工作经验，能正确地进行现场技术指导，身体健康，适应 现场工作条件。其现场

25、服务人员的正常来去和更换事先应与需方协商，并负责更换不 合格的供方现场服务人员， 9.1.2 现场服务人员的职责 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、参加试运行和性能试验。供方现场服务人员负责处理现场出现的一 切技术和商务问题。如供方委托需方进行处理，供方现场人员应向需方出具书面委托 书并承担相应的经济责任。在安装和调试前，供方技术服务人员应向需方技术交底， 讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序（见下表：供方应提供安装、调试重 要工序表） ，供方技术人员要对施工情况进行确认和签证，否则，需方不能进行下一 道工序。经供方现场技术服务人员

26、确认和签证的工序，如因供方技术服务人员指导失 误而发生问题，供方应负全部责任。 供方提供的安装、调试重要工序表 序号工序名称及主要内容备注 台板安装 汽缸及轴承座安装 滑销系统安装 汽轮机转子安装 汽轮发电机组联轴器找中心 汽封及通流部分安装 支持轴承与推力轴承安装 汽轮机扣大盖 9.1.3 供方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。 9.2 设计联络 有关设计联络和技术交底的时间、地点和内容及要求由供需双方共同商定。 10. 设备监造及性能验收试验设备监造及性能验收试验 10.1 性能验收试验的目的是为了检验合同设备的性能是否符合合同的要求。 10.2 汽轮机在汽轮机出厂制造过程中，需方将派

27、相关工程技术人员按通用的规定项目， 参加汽轮机设备制造和出厂前的检验、试验并监造，但这并不代替和减轻制造商对质 量的责任。 10.3 汽轮机在 72 小时试运行合格后半年内在需方现场对汽轮机的出力、热耗和汽耗 等项目作性能验收试验，试验由具备测试资质和能力的测试单位进行，测试费用由需 方承担，供方和设计方到时派员配合并以确认。 10.4 若性能验收试验设备不能达到合同要求，供方应及时采用有效措施使其达到， 措施费用由供方自理；若经采取措施仍不能达到合同要求，供需双方按合同法中 的违约责任处理。 11. 设计范围划分设计范围划分 供方负责合同所供设备范围的设计，其它部分由需方委托的设计单位设计，

28、供方 应全力配合设计方搞好合同所供设备与其它系统和设备的接口设计。 12. 汽轮机组成套供货范围汽轮机组成套供货范围 汽轮机设备的供货范围包括（但不限于）本规范所提到的设备和系统，供方应根 据本规范书要求，提出汽轮机设备供货范围的详细供货清单，以及供货范围内设备的 技术要求、性能、制造厂家等技术资料。凡属汽轮机设备供货范围内所必须配置的设 备和装置，即使本规范书未能提到，供方都必须提供。汽轮机组供货项目清单初步列 表详见附件。 13. 技术资料交付进度技术资料交付进度 131 合同签定生效后 7 天内，供方提供满足需方施工图设计要求的汽轮机外形安装 图及垫铁布置图、热力系统图、汽轮机各典型工况

29、热平衡图、调节保安系统图、控制 和保护测点布置图、电气监视保护系统图、油管路系统图、电液调节系统图和汽轮机 基础负载分布图、汽轮机本体辅助设备（凝汽器、加热器、汽封冷却器、油箱、有关 风机、油泵、水泵及其它辅机）安装图、接口图及荷载和大件运输重量及运输尺寸图 等相关图纸资料给设计方。提供的图纸、资料应加盖“正式资料”章，技术文件及图 纸应使用国际单位（我国法定计量单位），图纸同时提供 autocad 电子版。请供方推 荐本汽轮机的典型安装示意图。 13.2 设备交货前 60 天，供方提供给需方汽轮机运行技术说明书和有关辅机及系统说 明书等资料。 13.3 设备交货前 30 天，供方提供满足汽轮

30、机组及所供辅机安装、调试、运行、维护 所需的所有图纸资料。当供方提供更新版本图纸资料时，应明确标记并加以说明，如 提供资料不能达到要求时，供方应免费给予补充。汽轮机组设备发货时，应随货发送 设备和材料质量证明资料。 14. 质量保证期质量保证期 设备最终验收合格后 12 个月。 15. 包装、运输和储存包装、运输和储存 15.1包装 15.1.1 设备应分类装箱并应遵循适于运输，便于安装和查找的原则。 15.1.2 包装箱外壁应有明显的文字说明，如设备名称、用途及运输、储存安全注意事 项等。必须在设备本体明显处装有产品标牌，每台设备应单独进行包装，主要部件上 应有明显标识。设备出厂时，零部件的

31、包装应符合设备中国及 jbzq4286 的规定。 结构件在运输过程中必须采取防止变形的有效措施；运输过程中严禁碰撞和摩擦，以 免设备受损伤。 15.1.3 包装箱内应附带下列文件，但不限于此： a 包装单； b 产品使用说明书； c 产品检验合格证书； d 安装指示图。 15.2运输 经由铁路运输的部件，其运输尺寸和重量不应超过中国国家标准所允许的界限规 定。其他运输方式部件的运输尺寸和重量的界值，在授予合同后供需双方进一步协商 确定。 15.3 储存 15.3.1 装箱内所装物品的特征，向需方提供安全保存方法的说明。 15.3.2 储存应合理妥善,装箱件应在防雨、通风、干燥的室内保管；箱子不许倒置、倾 斜和不合理的堆放。非装箱件原则上允许露天堆放，但应垫平；并且不与地面接触， 不得歪斜悬置，以免变形。裸露的加工面应定期涂防锈剂，涂装表面应定期保养。 附件： 汽轮机组供货项目清单汽轮机组供货项目清单 序号名称数量备注 一成套供应设备目录 （一）汽缸总图部分 上汽缸 下汽缸件 （二）隔板套总图部分全套 （三）隔板总图部分全套 （四