超临界燃煤空冷机组汽轮机设备技术协议

超临界燃煤空冷机组汽轮机设备技术协议内容摘要：

℃；5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6) 采用汽动给水泵，给水泵汽轮机背压 (a)；7) 发电机效率 %，额定功率因数 （滞后），额定氢压；此工况也为机组出力保证值的验收工况。 调节阀门全开（VWO）工况汽轮发电机组应能在调节阀全开，其它条件同 时，汽轮机的进汽量不国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备 技术协议15小于 103%的能力工况进汽量（铭牌进汽量），此工况称为阀门全开（VWO）工况。 卖方提供汽轮发电机组在阀门全开工况下的输出功率值为 MW。 热耗验收（THA）工况当机组功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率）为 660MW时，除进汽量以外其它条件同 时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。 热耗率保证值为 7730 kJ/kWh。 阻塞背压工况汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（铭牌进汽量），在下列条件下，当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为铭牌进汽量下的阻塞背压工况，汽轮机能在此工况条件下安全连续运行。 此时，汽轮机的背压称作铭牌进汽量下的阻塞背压，输出功率值为。 1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2) 补给水率为 0%；3) 对应该工况的设计给水温度；4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5) 采用汽动给水泵。 6) 发电机效率 %，额定功率因数 （滞后），额定氢压。 此工况也为机组出力保证值的验收工况。 卖方提供阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。 汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压为 48 kPa，跳闸背压为 65 kPa。 卖方提供跳闸背压曲线。 机组在全部高压加热器停用，其它条件同 时，能保证机组输出额定功率。 机组在任何一台低压加热器停用，其它条件同 时，能保证机组输出额定功率。 机组在带厂用辅助蒸汽，其它条件同 时，能保证机组输出额定功率。 其中四段抽汽量为 80t/h，五段抽汽量为 50t/h。 机组热耗率及汽耗率 机组各种工况的净热耗率及汽耗率如下：国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备 技术协议16工况 工况名称 发电机功率 MW 背压 kPa 补给水率 % 热耗率kJ/ 汽耗率kg/工况 1 THA 工况 660 13 0 7730 工况 2 TRL 工况 660 30 3 8082 工况 3 TMCR 工况 13 0 7772 工况 4 VWO 工况 13 0 7789 工况 5 阻塞背压工况 0 7727 定 561 13 0 7864 工况 6 85%THA 工况滑 561 13 0 7820 定 495 13 0 7979 工况 7 75% THA 工况滑 495 13 0 7906 定 396 13 0 8230 工况 8 60% THA 工况滑 396 13 0 8113 定 330 13 0 8557 工况 9 50% THA 工况滑 330 13 0 8412 定 264 13 0 8936 工况 10 40% THA 工况滑 264 13 0 8745 工况 11 带厂用辅助蒸汽工况工况 12 高加全停工况 660 13 0 8032 卖方按下列公式计算汽轮发电机组的热耗率（不考虑试验不精确度容差），机组 THA 工况的保证热耗率应不高于 7730 kJ/。 1）汽轮发电机组热耗率的计算公式如下： hkWJikWkgHrfHt /机机)()(组 热发 电轮式 中： Wt —— 主蒸汽流量 kg/h Wr —— 再热蒸汽流量 kg/hHt —— 主汽门入口主蒸汽焓 kJ/kg △Hr —— 经再热器的蒸汽焓差 kJ/kgHf —— 最终给水焓 kJ/kgkWg —— 发电机终端输出功率 kW ∑KWi —— 当采用静态励磁当采用静态励磁和/或采用不与汽轮机同轴的电动主油泵时，各项所消耗的功率国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备 技术协议17发电机静态励磁耗功包括励磁绕组损耗、励磁变损耗、励磁装置损耗等。 2） 汽轮发电机组热耗率的计算条件如下：(1) 发电机效率 %；(2) 给水泵效率 83 %； (3) 给水泵汽轮机效率 81 %；(4) 再热系统压降按 10%的汽机高压缸排汽压力考虑；(5) 3 段抽汽压损 3%，其它各段抽汽压损 5%；(6) 加热器端差按下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）：1 号高加 2 号高加 3 号高加 5 号低加 6 号低加 7 号低加上端差℃ 0 0 下端差℃ 由于低压加热器属主机配套设计供货，在汽机性能考核试验时不再对低压加热器的端差进行修正。 机组性能试验按 ASME PTC6–1996(Alternative test)执行 机组的允许负荷变化率为：（1） 在 100%～50%铭牌功率负荷范围内 不小于 5%铭牌功率/每分钟（2） 在 50%～30%铭牌功率负荷范围内 不小于 3%铭牌功率/每分钟（3） 30%铭牌功率负荷以下 不小于 2%铭牌功率/每分钟（4） 允许负荷阶跃 ＞10%铭牌功率/ 每分钟 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启动方式, 总的寿命消耗应不超过 75%，其疲劳寿命消耗不应超过总循环寿命的 75%。 启动方式 启动方式定义 启动次数 寿命消耗分配数 %/次冷态启动 停机 72h 以上（金属温度降至该测点满负荷温度的 40%以下） 100 次 温态启动 停机 10～72h（金属温度降至该测点满负荷温度的 40%至 80%之间） 700 次 热态启动 停机 10h 以内（金属温度降至该测点满负荷温度的 80%以上） 3000 次 极热态启动 停机 1h 以内（金属温度接近该测点满负 150 次 不计国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备 技术协议18启动方式 启动方式定义 启动次数 寿命消耗分配数 %/次荷温度）负荷阶跃 ≥10%额定负荷 12,000 次 不计 汽轮机易损件的使用寿命，在供货条件中予以规定，工作温度高于 450℃的紧固件，考虑其松弛性能，并保证其在大修间隔期间内运行可靠。 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 ，在任何轴颈上测得的垂直、横向双振幅相对振动值不大于。 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 ，各轴颈双振幅相对振动值不大于。 刚性联轴器法兰端面的瓢偏不大于 ，接长轴上的联轴器端面瓢偏不大于 ，法兰外圆（或内圆）的径向晃度不大于。 各轴承形式、主要数据及瓦型、失稳转速，对数衰减率等见表 18 ，对数衰减率采用差分法计算，判别准则为对数衰减率大于。 在《安装维护说明书》中应明确安装扬度曲线及冷态标高的数值。 不考虑现场动平衡解决卖方自己设计及制造误差，如果确有需要不能超过两次，如果增加次数，则由卖方负责发电量的损失。 汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况：1） 汽轮机转子及联轴器的设计，应能承受由发电机短路和母线短路时或电力系统中其他特定扰动造成的运行工况产生的扭矩。 2） 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，发电机处于电动机运行状态，发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间，卖方提供机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂用电）持续运行的时间：如由于汽轮机跳机引起的倒拖通常要求保护系统在“倒拖”4 秒钟后与电网脱闸；如果汽轮机没有跳机，而是外部原因引起的倒拖，一般应在 15 秒种内由保护动作脱网。 由于倒拖会造成叶片和其他部件的鼓风发热，将引起汽轮机的额外寿命损失。 从保护汽轮机的角度，倒拖时间越短越好,一般不应过 1 分钟3） 汽轮机并网前应能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，至少应能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。 4） 汽轮机能在低压缸排汽温度不高于 120 ℃下长期运行。 高压缸排汽温度：正常运行最高 510 ℃，报警 500 ℃，停机 530 ℃；低压缸排汽温度：正常运行最高 120 ℃（短期），报警 80 ℃，停机 121 ℃。 国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备 技术协议19 卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，应给出明确的规定。 卖方应允许汽轮机的主蒸汽及再热蒸汽参数在以下变化范围内连续运行：参 数 名 称 限 制 值任何 12 个月周期内的平均压力 ≤ o保持所述年平均压力下允许连续运行的压力 ≤ o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≤12 小时 ≤ o冷再热压力 ≤ r任何 12 个月周期内的平均温度 ≤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+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+16℃主蒸汽及再热蒸汽温度不允许值 ＞t+16℃表中： (1) Po、P r分别为主蒸汽和再热蒸汽额定压力； (2) t 为主蒸汽或再热蒸汽额定温度。 主蒸汽和再热蒸汽管道分别采用双管进入汽轮机，机组在启动和正常运行时，平行的两根主蒸汽或再热蒸汽管道间的蒸汽温度的允许偏差值为 17℃，在不正常情况下能承受的最大温差为 28℃，时间不超过 15 分钟，且出现同样情况至少间隔 4 小时，符合 DL/T8922020《电站汽轮机技术条件 》的有关规定。 汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应与工作转速避开177。 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，卖方提供轴系各阶临界转速值，还提供轴系扭振固有频率，在工频和二倍频177。 10％范围内无扭振固有频率。 当汽轮机负荷从 100%甩至零时，汽轮发电机组转速不超过危急保安器的转速，能自动降至同步转速，维持转速稳定。 汽轮机排汽压力升高到最高允许背压值 48 kPa 时允许机组持续运行，相国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备 技术协议20应的负荷值为额定负荷，跳闸背压为 65 kPa。 调节装置的性能满足如下要求：调节装置总的速度不等率为 3～5%，局部速度不等率在 0 至 最大连续功率范围内为 3～8%；在 最大连续功率以上范围不大于 12%，在此范围的平均局部速度不等率不大于 10%；额定转速下调节器的死区不大于 %。 喷嘴调节汽轮机，在90～100%MCR 负荷范围内由任意调节门控制时，其平均不等率不大于总不等率的 3倍。 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机在正常背压至报警背压范围内，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。 超速试验时，对汽轮机任何部件不造成损伤，轴系在各轴颈处的振动值也不超过报警值。 卖方提供汽轮机在不同启动条件下的定压和滑压的启动和运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。 曲线中包括主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量，以及汽轮机的进汽量、转速、负荷变化等。 卖方应提供在 VWO 工况、TMCR 工况、THA 工况的进汽量条件下，机组功率与排汽背压的关系曲线，背压范围从阻塞背压至最高允许背压。 阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。 卖方提供汽轮机的启动程序和运行数据，见附表 2 与附表 3。 汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数见下表。 二相短路时各危险截面的扭应力计算结果列于下表。 轴承号 1 2 3 4 5扭应力 很低 184 263许用扭应力 399 399 399 安全倍率 高 汽轮机采用高中压缸联合启动方式。 VWO 工况作为汽轮发电机及其附属系统、回热系统等设计选择的基础。 高压加热器不属主机配套设计，但卖方在汽机热平衡计算时，提出各种运行工况下各高低压加热器端差和参数。 国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备 技术协议21 卖方对汽轮发电机组整个轴系的振动、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。 卖方对汽轮发电机组整个轴系稳定性负责。 距汽轮机化妆板外 1 米、汽机运转层上 米处，所测得的噪声值应低于85 分贝（A 声级），对于其它附属设备应不大于 85 分贝（A 声级）。 噪声测量方法按 IEC1063。 汽轮机与空冷岛的配合工作由买方负责，卖方积极配合。 汽轮机本体结构设计要求 一般要求 超超临界空冷汽轮机是在成熟的超超临界湿冷汽轮机的基础上通过调整低压缸模块，以适应空冷电站的气象条件、空冷系统特点和运行模式等。 卖方提供的汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的，并有。