华能南京化工园汽轮机技术协议.docx

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华能南京化工园汽轮机技术协议

华能南京化工园玉带片区燃煤

热电联产项目

CB50-10/2.6/1.6汽轮机设备

采购合同

技术协议

买方：

华能国际电力股份有限公司

卖方：

上海电气集团股份有限公司

二〇一四年四月

附件1技术规范

1总则

1.1本技术规范适用于华能南京化工园热电联产项目汽轮机及其附属设备。

它提出了设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

本工程2×50MW汽轮机采用高温高压单缸单排汽、调整抽汽、背压式汽轮发电机组。

采购范围包括汽轮机本体及其附属设备。

1.2技术规范所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，但卖方应保证提供符合本技术规范和工业标准的功能齐全的优质产品。

1.3卖方严格遵守本技术规范，如提出修改要求，须以书面提出并征得对方同意。

卖方所提供的技术文件前后有不一致的地方，以更有利于设备安装运行、工程质量为原则，由买方确定。

1.4卖方执行本技术协议所列标准，有不一致时，按较高标准执行。

卖方在设备设计和制造中所涉及的各项规程、规范和标准必须遵循现行最新标准版本。

1.5合同签订1个月内，按本规范书的要求，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、维护和技术资料等标准清单给买方，由买方确认。

1.6设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备价中，卖方保证买方不承担有关设备专利的一切责任。

1.7卖方提供高质量的设备。

这些设备是成熟可靠、技术先进、全新的产品，且制造厂已有相同容量机组合同设备制造、运行的成功经验。

1.8机组按照“以热定电”的原则设计。

卖方在结构设计和调节控制设计上充分考虑供热机组的特点，针对本机组抽汽（排汽）供热的特点，进行设计制造。

1.9卖方在技术文件中给出机型的主要结构特点，本次机型与已经生产设计机型的差异，采用的抽汽调节方式等。

卖方给出机组在供热工况下的进汽量、电负荷、和抽汽的压力、温度、流量的曲线和说明。

1.10在签订合同之后，买方有权因规范标准和规程发生变化等原因而提出一些补充要求。

具体项目由买卖双方共同商定。

当主机参数发生小范围变化时而引起的变化要求，设备不加价。

1.11对于进口设备应有原产地证明材料和海关报关单，如在使用过程中发现有虚假行为，必须免费进行更换，并承担相应的损失。

1.12卖方对供货范围内的汽轮机成套系统的设备（含辅助系统与设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。

对外包、外购产品的分包厂家及外包产品的范围必须由买方确认。

对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方提供与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。

1.13本工程采用KKS标识系统。

卖方提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有KKS编码。

系统的编制原则由买方提出，具体标识由卖方编制提出，在设计联络会上讨论确定。

1.14卖方应无偿对设计院设计的汽轮发电机组基础图纸进行确认会签。

1.15卖方应无偿提供汽轮机本体及辅助系统的二维模型数据，并配合设计院的三维设计工作。

1.16本技术协议作为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。

2工程概况

华能南京化工园热电联产项目本期建设2×CB50级抽背式热电机组＋3×480t/h高压煤粉锅炉（其中一台备用）。

2.1厂址所在地

本工程的厂址地处南京市化学工业园区玉带片区西南地段的Y08-1-2地块，毗邻园区正在建设的西坝港区。

2.2厂区的岩土工程条件

本工程场地范围内没有深大活动断裂通过，不存在发生破坏性地震的构造条件，建设场地在区域构造上是基本稳定的。

通过地基土层分布特征、层厚、压缩性、承载力等各项评价结果进行分析，综合评定整个建筑场地属不均匀地基。

就厂址区的地震地质和岩土工程条件而言，厂址不存在影响电厂建设的颠覆性问题，适宜建设大型燃煤电厂。

2.3地震烈度

本工程50年超越概率为63%、10%、2%的场地水平向峰值加速度分别为0.046g、0.132g和0.22g，特征周期值0.45s，地震基本设防烈度为7度（0.15g）。

2.4燃料（暂定）

本期工程年需燃煤～90万吨，设计煤种为内蒙古伊泰集团有限公司伊泰煤,校核煤种为神府东胜煤，燃煤采用铁、海、江联运方式，燃煤（设计煤种）由矿区铁路经神朔黄线及黄骅港下海转江运至电厂煤码头。

2.5工程气象

本工程距六合气象台最近，该站资料能表征厂址地区气象情势。

据该站1961～2010年实测资料统计，各气象要素特征值如下,其中设计风速风压系移用南京气象站实测资料统计计算：

（1）气压（hPa）

累年平均气压1015.5

累年极端最高气压1044.4（2000.01.31）

累年极端最低气压991.4（2006.06.09）

（2）气温（℃）

累年年平均气温15.4

累年极端最高气温39.4（2003.08.02）

累年极端最低气温－16.3（1969.02.06）

累年平均最高气温21.6

累年平均最低气温10.4

累年最热月平均最高气温31.8（7月）

累年最冷月平均最低气温-1.5（1月）

累年平均极端最高气温36.9

累年平均极端最低气温-8.8

（3）相对湿度（％）

累年年平均相对湿度78

累年最小相对湿度6（1963.01.23）

（4）绝对湿度（hPa）

累年年平均绝对湿度15.9

累年最大绝对湿度42.9（1963.07.13）

累年最小绝对湿度0.60（1963.01.23）

（5）降水量（mm）

累年年平均降水量1012.3

累年最大年降水量1737.3（1991）

累年最大月降水量566.9（1969.07）

累年最大日降水量204.3（1972.06.21）

累年最大时降水量63.8（1976.06.17）

累年最长一次连续降水量129.8（1996.03.14～3.30）

（6）蒸发量（mm）

累年年平均蒸发量1397.2

累年最大年蒸发量1742.5（1978）

累年最小年蒸发量1126.0（1989）

（7）日照（h）

累年年平均日照时数2105.1

累年最多年日照时数2584.4（1978）

累年平均日照百分率（％）48

（8）积雪（cm）

累年最大积雪深度35（1984.01.19）

（9）雷暴（d）

累年年平均雷暴日数30.5

累年年最多雷暴日数47（1964）

（10）风速（m/s）

累年年平均风速2.6

累年实测自记10min平均最大风速20.0WNW（1979.06.09）

累年瞬时极大风速22.1（2005.07.30）

50年一遇10m高10min平均最大风速25.2（据订正系列）

50年一遇计算风压0.40

据GB50009-2001，本地区基本风压0.40

100年一遇10m高10min平均最大风速26.9（据订正系列）

100年一遇计算风压0.46

据GB50009-2001，本地区100年一遇风压0.45

本工程100年一遇风压建议取值0.46

（11）风向

累年全年主导风向E、ENE（各11.8％）

累年夏季主导风向ESE（14％）

累年冬季主导风向ENE（10.7％）

详见“六合风向玫瑰图”。

2.6交通运输

沪陕高速公路从南京化学工业园区西侧穿过。

园区道路与外部路网相通，交通联系十分便利。

厂址濒临长江主航道，毗邻西坝港区上游端，江面宽约1.2km，平均水深20～30m，水路运输十分发达。

建设期间的大件设备及电厂燃料、设备及建筑安装材料均可由水路运抵现场。

南京是连接华北、华东和华中的重要铁路交通枢纽。

园区设有自宁启线殷庄站引出的铁路专用线；西坝货场位于厂址东南侧约300m。

建设期间的大件设备也可采用铁路运输至西坝货场卸车，再采用平板车转运进场。

2.7冷却水

冷却水采用闭式循环冷却水系统，水质为除盐水。

供水压力约0.4～0.6MPa

闭式循环冷却器设计冷却水温：

37.5℃

除盐水水质满足下列标准：

·电导率（25℃）0.2s/cm

·二氧化硅20g/l

·硬度～0mo/l

2.8设备使用条件

2.8.1机组运行方式:

汽轮机为抽背机组，定压运行，以热定电带热负荷和电负荷运行,机组年运行小时数应不小于8000小时,负荷模式如下：

（1）额定出力6000小时

（2）75%额定出力1500小时

（3）≤50%额定出力500小时

2.8.2机组负荷性质

以热定电带热负荷和电负荷运行，机组在50%MCR工况下仍可以满足中压热负荷的需要，并提供满足供热的最低运行负荷及模式。

2.8.3机组年运行模式

机组年利用小时数大于7000小时，年平均运行小时数大于8000小时，连续运行天数大于一年（非设计制造因素除外）。

正常情况下机组可用系数为98%，强迫停机率不高于2%。

强迫停运小时

强迫停机率＝—————————————×100％

运行小时＋强迫停运小时

2.8.4负荷变化率

机组允许的负荷变化率应为:

50～100%MCR不小于5%/min

20～50%MCR不小于3%/min

20%MCR以下不小于2%/min

允许负荷阶跃＞10％额定负荷（额定抽汽工况）/每分钟

允许负荷在50%～100%MCR之间的变化幅度为10%/min。

机组应能承受上述负荷变化而不影响其稳定运行。

2.8.5发电机励磁方式

发电机励磁方式采用静态励磁系统。

2.8.6起动、并网和带负荷

机组应满足冷态、温态、热态和极热态等不同起动方式下参数匹配的要求。

卖方应提供上述不同起动方式下的起动曲线，包括主蒸汽和给水的压力、温度和流量；轴向位移、胀差等；特别是从锅炉点火到汽机冲转的时间，到同步并列时间和负荷上升到满负荷的时间，以供买方参考。

卖方应提供停机及缸温变化曲线。

2.8.7发电机参数

额定容量62.5MVA

额定功率50MW

额定电压10.5kV

额定功率因数0.8（滞后）

额定频率50Hz

额定转速3000r/min

汽轮机为抽背机组，以热定电带热负荷和电负荷运行。

2.9厂用电系统电压

交流电源供电电压：

6kV，380/220V。

直流电源供电电压：

220V（动力/控制）

2.10压缩空气

厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.6～0.8MPa（a），最高温度为50℃。

3主要技术规范

3.1总的技术要求

3.1.1主要技术规范

3.1.1.1汽轮机为高温高压参数、单缸、单轴、一级调整抽汽背压式机组。

3.1.1.2额定功率56.392　MW

最大功率60.254　MW

最大抽汽工况下最大连续进汽量　495　　t/h

纯背工况下最大连续进汽量480t/h

3.1.1.3额定参数

主汽阀前压力10MPa

主汽阀前温度565℃

额定进汽量480t/h

排汽压力1.6MPa

中压供热抽汽压力2.6MPa

排汽温度≥315℃

中压供热抽汽温度≥370℃

额定工况排汽供热量255t/h

纯背工况排汽供热量331t/h

中压供热抽汽量0～120t/h

（1）（额定85t/h）

最终给水温度222.4℃

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方向

可调整抽汽位于14级叶片后，抽汽压力调整范围2.6±0.2MPa（a），背压变化范围1.28～1.8MPa（a）。

注

（1）工业可调抽汽在0～120t/h的范围内保证蒸汽参数的稳定连续可调，即在该范围内抽汽压力调整装置能正常工作。

3.1.1.4回热系统：

二级高加、一级除氧组成的回热系统。

加热器疏水逐级自流，末级疏水至除氧器。

3.1.1.5高压加热器给水系统采用大旁路系统，事故情况下，高加全部解列。

3.1.1.6机组布置方式

汽轮发电机组室内纵向布置，机组运转层标高9m。

3.1.1.7给水泵为每台机组配置1台100％容量的汽动给水泵组（含汽泵前置泵）。

本期共设2台汽动给水泵组，另设1台100%容量的启动/备用电动给水泵。

给水泵汽轮机为背压式，进汽来自于主机排汽，排汽排入除盐水加热器（工作压力暂定0.3MPa）。

暂不考虑供热回水回收。

正常运行时来自化学的除盐水补水经轴封冷却器及除盐水加热器加热后输送至除氧器补水母管进入除氧器除氧。

来自化学的除盐水补水按20℃考虑。

给水泵汽轮机输出轴功率暂定为2700kW。

卖方需提供启动阶段电动泵切换到汽动给水泵负荷工况的热平衡图、一台汽泵带全负荷运行工况的热平衡图以及一台电泵运行带全负荷运行工况的热平衡图。

提供机组不同工况（额定抽汽、额定抽汽高加切除、最大进汽、额定纯背、纯背供热300T/H、纯背最大电负荷、75%额定抽汽、50%额定抽汽、75%额定纯背、50%额定纯背）的热平衡图、汽泵进汽参数、排汽参数、除氧器参数、给水参数选择对机组系统运行稳定性的影响，提供所供设备的说明书、运行操作及运行维护、异常及事故处理方法。

并提供除盐水至除氧器补水系统发生异常时，保证给水系统安全运行措施。

3.1.2起动、并网和带负荷

3.1.2.1卖方应提供成熟可靠的汽轮机启动方式，启动方式应满足汽轮机冷态、温态、热态和极热态等不同起动条件，并利于和锅炉参数匹配灵活。

卖方提供上述不同启动方式下从启动到并网到满负荷的启动曲线，曲线中包括蒸汽温度、压力、流量和汽机转速、负荷、运行说明书中有相关整定值（该值仅对上述四种状态的曲线适用），以及到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时间。

3.1.2.2机组以定压方式起动。

3.1.2.3卖方提供上述起动方式下的汽轮机的启动曲线，启动曲线包括主蒸汽和给水的压力、温度和流量；缸温（至少包括进汽口和排汽口缸温）、胀差、膨胀；特别是从汽机冲转到同步并列和并列后负荷上升到满负荷的时间，以供买方参考。

3.1.2.4性能保证

3.1.2.4.1热耗率保证值

机组额定抽汽工况的保证热耗率（汽泵运行，调整抽汽压力2.6MPa）不高于如下值：

kJ/kW.h（正偏差为零）

主蒸汽流量kg/h

低压供热蒸汽流量kg/h

中压抽汽量kg/h

汽泵小汽机蒸汽流量kg/h

主汽门入口主蒸汽焓kJ/kg

最终给水焓kJ/kg

低压供热蒸汽焓kJ/kg

补水焓kJ/kg

中压抽汽焓kJ/kg

汽泵小汽机进汽焓kJ/kg

汽泵小汽机排汽焓kJ/kg

发电机终端输出功率kW

采用静态励磁时发电机端供应励磁变压器的功率kW

以上公式是指未使用减温水的工况，如使用时应予修正。

卖方应按下列条件计算保证热耗率：

发电机效率98.2%；

至1、2号高加加热蒸汽管道压损3%，至除氧器加热蒸汽管道压损5%；

高加端差2℃；

回热系统采用3级方案。

卖方应提供附详细数据（包括流量、功率、压降、端差、温升、焓值等）的热平衡图，修正曲线及有关说明。

还应提供进行热耗值的测量、计算、修正时用的有关规程、规定。

热耗试验标准采用ASMEPTC6-2004（Alternativetest）。

卖方应提供下列各项对汽轮机缸效和出力的修正曲线：

1）排汽背压；

2）汽轮机进汽初参数；

3）各级抽汽压损；

4）最终给水温度；

3.1.2.4.2汽轮机出力（功率）保证值

机组在额定抽汽工况的出力,卖方应在4.1所述条件下保证额定纯背工况出力。

3.1.2.4.3供热保证值

按照供热抽汽的要求，汽轮机的额定抽汽工况、最大抽汽工况的供热抽汽量、抽汽压力、排汽压力、排汽流量及排汽温度应保证满足以下条件：

1）额定抽汽工况:

进汽流量480T/H，供热抽汽量85T/H；抽汽压力2.6MPa；排汽压力1.6MPa；排汽供热流量255T/H；排汽温度≥315℃。

2）最大抽汽工况:

进汽流量495T/H，供热抽汽量120T/H；抽汽压力2.6MPa；排汽压力1.6MPa；排汽供热流量230T/H；排汽温度≥315℃。

3）额定纯背工况：

进汽流量480T/H，排汽压力1.6MPa；排汽供热流量331T/H；排汽温度≥310℃。

3.1.2.4.4缸效（含阀门节流损失）保证值：

%

1）额定抽汽工况　　　　　84.50

2）额定纯背工况　　　　　86.90

3.1.3机组运行频率范围

机组在48.5～50.5Hz频率范围内，汽轮机应能安全连续稳定地运行，卖方提供机组在整个寿命期内的周波允许变化范围及允许运行的时间，且符合IEC标准。

当频率偏差大于上述频率值时，应由制造厂提出允许运行的时间，但不得低于下述值:

频率

允许时间

（Hz）

每次（sec）

累计（min）

51～51.5

＞30

＞30

50.5～51.0

＞180

＞180

48.5～50.5

连续运行

48.0～48.5

＞300

＞300

47.5～48.0

＞60

＞60

47.0～47.5

＞10

＞10

3.1.4汽轮机组寿命

3.1.4.1汽轮机保证使用寿命不少于30年，并要求30年内汽轮机寿命消耗不大于75%。

3.1.4.2汽轮机组在其保证使用寿命期内，应能承受下述工况:

冷态起动

停机72小时以上，且汽缸金属壁温已低于该测量点满负荷时金属壁温值的40%以下

200次

温态起动

停机10～72小时，且壁温为原值的40%～80%

700次

热态起动

停机10小时以下,且壁温为原值的80%以上

300次

极热态起动

停机小于1小时，且壁温为接近原值

150次

负荷阶跃

负荷变化率大于10%额定功率/min

12,000次

上述总寿命消耗应不大于使用寿命的75%，同时制造厂应给出汽轮机在各种运行方式下机组寿命消耗的分配数据。

汽轮机易损件的使用寿命，卖方应在供货条件中予以规定。

工作温度高于450℃的紧固件，除应考虑其松弛性能外，并应特别提供防止汽缸漏汽和高温螺栓断裂的有效措施。

卖方应给出各种运行方式下，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。

3.1.4.3汽轮机在其保证使用寿命期内，除能承受各种起停和变负荷运行次数外，整个轴系的强度（应力和疲劳寿命）应能满足承受电力系统的各种扰动的冲击（如定子绕组出口三相和二相突然短路，系统近处三相短路及切除、三项相快速重合闸、误并列等）。

3.1.4.4汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数，在技术文件上注明，并说明所对应的异常工况。

汽轮机轴系，能承受发电机及母线突然发生两相或三相短路或线路单相短路快速重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。

短路应力计算采用先进的程序和准则，计算轴系的二相短路时轴系中各危险截面处的最大剪切应力。

二相短路时各危险截面的扭应力计算结果列于下表。

（二联会提供）

截面位置

1

2

3

4

5

6

7

扭应力

许用扭应力

安全倍率

3.1.4.5从最大负荷到最小负荷工况，汽轮机能与锅炉协调运行，且能满足汽轮机启动方式的要求。

汽轮机允许的主蒸汽参数变化范围及允许持续运行时间均符合最新版IEC标准规定，卖方允许汽轮机的主蒸汽参数在以下范围内持续运行（并保证推力瓦不超温，调节级不超压）：

参数名称

限制值

主蒸汽

压力

任何12个月周期内的平均压力

≤1.00P0

保持所述年平均压力下允许连续运行的压力

≤1.05P0

例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤12小时

≤1.20P0

主蒸汽

温度

任何12个月周期内的平均温度

≤1.00t

保持所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≤400小时

≤t+（8～14）℃

例外情况下允许偏离值，每次≤15分钟，但12个月周期内积累时间≤80小时

≤t+（14～28）℃

不允许值

＞t+28℃

表中：

P0额定主汽门前压力MPa（a），t额定主汽门前温度℃

3.1.4.6汽轮机大修间隔不少于6年。

3.1.4.7汽轮机配套辅机及主要配套设备应和主机具有同等寿命。

3.1.5卖方应提供汽轮机运行中，主蒸汽参数及背压参数偏离额定值的允许范围和允许连续运行时间。

卖方应分别给出机组在启动和正常运行时，主蒸汽温度及背压参数的允许偏差值。

3.2汽轮机本体设备性能要求

3.2.1汽轮机应能满足下列运行工况：

3.2.1.1汽轮机轴系，应能承受发电机出口母线突然发生两相或三相短路，单相短路重合闸或非同期合闸所产生的扭矩。

3.2.1.2汽轮机起动后，在额定转速下空负荷运行时，允许持续运行时间至少能满足发电机试验的需要。

3.2.1.3汽轮机应允许在制造厂提供的最低功率至额定功率之间运行。

3.2.1.4汽轮机甩负荷后，空负荷运行时间不少于15分钟，并且不能超速。

3.2.1.5当汽机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组应能自动降至同步转速。

汽机的控制系统具有自动控制汽机转速以防止机组超速跳闸的能力。

3.2.1.6汽机在供热工况甩电负荷时,其超速应在允许的超速范围内。

汽机在供热工况甩热负荷时，末级不发生超温超压，能带电负荷正常运行。

3.2.1.7能够满足突然离网作为孤立电厂运行所需的条件，汽轮发电机组与电网解列后空车运行时间能够满足处理电气故障的要求。

卖方的汽轮机具有承受发电机带额定负荷和105%额定电压下端部发生任何形式的突然短路故障及所连接的输电线路断路器单相重合闸等电气系统冲击的能力。

汽轮机轴系能承受发电机出口母线突然发生任何形式短路或单相重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩；

3.2.1.8卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，在使用说明书中应有明确说明。

3.2.2卖方提供机组的可用率及强迫停机率。

在正常情况下，机组的可用系数为98%，强迫停机率不高于2%。

3.2.3汽轮发电机组轴系的固有扭振频率应在0.85～1.15和1.85～2.15倍工作频率范围之外。

3.2.4汽机通流面积有3%的额定蒸汽流量的富裕量。

3.2.5汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数，应在使用说明书中注明，并说明所对应的异常工况。

3.2.6卖方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、油系统、联轴器等负责统一归口。

汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应与额定转速避开-15％至+15％的区间。

轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速和进行超速试验转速，卖方应提