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宝鸡北马坊电厂节能改造工程
( 1×1.5MW抽汽凝汽式汽轮发电机组)

汽轮机技术规范书
发电机技术规范书

招 标 人: 宝鸡北马坊煤业有限公司
项目管理人: 深圳德圣实业有限公司

1月

第一部分

汽轮机技术规范书

目 录

1.0 总则
2.0 主要技术标准
3.0 汽轮机及辅助系统的基本参数和技术要求
4.0 对于旧机的技术要求标准
5.0 包装、 标志、 运输
6.0 设计分界
7.0 供货范围
8.0 图纸资料交付进度
9.0 设备监造( 检验) 和性能验收试验
10.0 交货进度
11.0 技术服务和联络
12.0 差异表

1.0 总则
1.1 概述
1.1.1本技术规范书适用于宝鸡北马坊电厂节能改造工程, 本工程采用1台1.5MW冲动式带减速箱的抽汽凝汽式汽轮机, 配1台1.5MW的汽轮发电机。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。
1.1.2 需方在本技术规范书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, 供方应提供一套满足本技术规范书和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、 环保等强制性标准, 必须满足其要求。
1.1.3 供方如对本技术规范书有偏差都必须清楚地表示在”差异表”中。否则需方将认为供方完全接受和同意本技术规范书的要求。
1.1.4 供方执行本规范书所列标准。有矛盾时, 按较高标准执行。
1.1.5 合同生效后15天, 供方提出合同设备的设计, 制造、 铭牌参数( 机组改造前) 、 设备台帐、 检修记录、 运行记录( 适应旧机组) 、 检验、 试验、 装配、 安装、 调试、 试运、 验收、 运行和维护等标准清单提供需方, 由需方确认。
1.1.6 本技术规范书是汽机产品订货合同的附件, 与合同具有同等法律效力, 在协议签订后, 应互相按时交换资料, 满足各方设计和制造( 改造) 进度的要求。
1.1.7 本技术规范书未涉及的部分以需方招标文件、 供方投标文件、 澄清文件为准, 未尽事宜双方协商解决。
1.1.8 供方提供的设备需是在安全服役期的、 运行状况良好的、 成熟的、 安全可靠、 技术先进以及完整的汽轮机设备, 并具有改造( 制造) 相同类型、 相同容量( 或同系列机组) 及以上汽轮机的能力和运行成功的实践经验, 而且至少应有二台汽轮机运行三年以上且具有安全可靠性的运行记录。
1.1.9 供方提供的设备应合理设计和制造, 在各种状态下长期、 安全和连续运行并实现其功能, 设备部件的加工( 改造) 采用先进技术, 并满足安装、 运行和维护的要求。所采用的材料满足技术要求, 而且是在安全服役期内、 高质量的, 以使维修降低到最低限度。
1.1.10 供方提供的汽轮机设备其结构设计和制造能保证机组长期、 安全、 稳定、 经济和满负荷的运行。
1.1.11 供方对汽轮机的成套设备( 含辅助系统及设备) 负有全责, 包括分包( 或采购) 的产品。其分包( 或采购) 的产品及其制造商应事先征得买方的认可。
1.2 厂址条件
1.2.1 气象条件
陕西省宝鸡市麟游县气象资料
1.2.2 地质条件
陕西省宝鸡市麟游县地质条件
1.3 设备安装及运行条件
1.3.1 汽机房汽轮发电机组采用横向布置, 汽机房运转层为岛式布置, 运转层标高待定( 最终标高根据机组情况, 由汽机厂提供方案, 已满足现有厂房条件) 。
1.3.2 汽机房内设一台5t桥式起重行车, 轨顶标高6.6米。
1.3.3 冷却方式: 采用凉水池二次循环水冷却。
1.3.4 周波变化范围: 应可在48.5～51.5Hz的周波变化范围内连续稳定运行。
2.0 主要技术标准( 不限于)
1) GB5578-85 固定式发电用汽轮机技术条件
2) GB8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程
3) GB9782-88 汽轮机随机备品备件供应范围
4) GB/T13399-92 汽轮机安全监视装置技术条件
5) JB/T1329-91 汽轮机与汽轮发电机连接尺寸
6) JB/T1330-91 汽轮发电机组中心标高与安装尺寸
7) JB/T2862-92 汽轮机包装技术条件
8) JB/T2900-92 汽轮机油漆技术条件
9) JB/T2901-92 汽轮机防腐技术条件
10) JB/T3344-93 凝汽器性能试验规程
11) ZBK54015-88 凝汽器加工装配技术条件
12) ZBK54018-88 汽轮机主要零部件( 转子部分) 加工装配技术条件
13) ZBK54021-88 汽轮机主要零部件( 静子部分) 加工装配技术条件
14) ZBK54022-88 汽轮机总装技术条件
15) ZBK54023-88 汽轮机主要零件理化检验
16) ZBK54033-89 汽轮机凝汽器技术条件
17) ZBK54037-90 汽轮机调节系统技术条件
3.0 汽轮机及辅助系统的基本参数和技术要求
3.1 汽轮机基本参数
1) 汽轮机型式 抽汽凝汽式汽轮机
2) 参考汽轮机型号
3) 汽轮机额定功率: 1.5 MW( 发电机出口)
汽轮机最大功率: MW( 常年运行, 发电机出口)
4) 汽轮机主汽阀前额定蒸汽压力: 3.43( a) MPa
汽轮机主汽阀前蒸汽压力范围:
5) 汽轮机主汽阀前额定蒸汽温度: 450 ℃
汽轮机主汽阀前蒸汽温度范围:
6) 额定工况下蒸汽耗量: t/h
纯冷凝工况下蒸汽耗量:
可调整抽汽额定抽汽压力: Mpa
可调整抽汽抽汽压力变化范围: Mpa
可调整抽汽额定抽汽温度: ℃
可调整抽汽额定抽汽量: t/h
可调整抽汽最大抽汽量: t/h
7) 设计工况排汽压力 Mpa
8) 除氧器补水温度: ℃
9) 给水温度额定工况: ℃
给水温度纯冷凝工况: ℃
10) 汽耗额定工况设计值: kg/KW.h
( 补给水20℃进入凝汽热井)
汽耗额定工况保证值: kg/KW.h
汽耗纯冷凝工况保证值: kg/KW.h
11) 热耗额定工况设计值: kJ/KW.h
热耗额定工况保证值: kJ/KW.h
热耗纯冷凝工况设计值: kJ/KW.h
热耗纯冷凝工况保证值: kJ/KW.h
调整抽汽安全阀动作压力: Mpa
12) 回热抽汽系统

13) 额定转速: r/min
旋转方向: 从汽轮机端向发电机端看为顺时针
汽轮机单个转子临界转速( 一阶) r/min
( 另外需核对对高转速转子是否有二阶临界转速)
汽轮机轴承处允许最大振动 mm
过临界转速时轴承处允许最大振动: mm
14) 汽轮机中心标高( 距运转平台) : mm
15) 频率变化范围: 48.5~50.5 Hz
16) 设计冷却水温度: ℃
最高冷却水温度: ℃
17) 汽轮机本体总重: t
汽轮机上半总重( 连同隔板上半等) : t
汽轮机转子总重: t
汽轮机本体最大尺寸( 长×宽×高) : mm
3.2 汽轮机基本技术要求
1) 汽轮机为单缸、 冲动式抽汽凝汽式汽轮机。
2) 汽轮机机组要允许超额定负荷10%, 并能够连续、 长期安全经济运行。
3) 电厂采用常规仪表控制方式, 包括对全厂各辅助系统的控制。因此要求汽轮机具有高可控性、 可靠性及运行的灵活性, 满足锅炉出力变化引起的负荷变化的需要。
4) 汽轮发电机组不参与电网调峰。
5) 凝汽器冷却方式: 采用凉水池二次循环水系统。
6) 汽轮发电机组室内布置, 运转层标高为待定。
7) 汽轮机基本性能符合GB5578-85规定。
8) 汽轮发电机组年运行大于8000小时, 且保证其汽耗率。
9) 汽轮机在设计上有可靠的防止意外超速、 水冲击、 着火和突发性振动的措施。
10) 汽轮发电机组具有从最大负荷到允许最低负荷下连续运行的能力。
11) 汽轮机允许在发电机频率为48.5~50.5Hz范围内安全连续运行而不致降低出力。
12) 汽轮机能在额定转速下短时间空负荷运行, 其空负荷运行的时间, 能满足汽轮机起动后进行发电机正常试验的需要。
13) 汽轮机在排汽缸温度高达 ℃下允许长期运行; 在不高于 ℃时, 能低负荷长期运行。
14) 汽轮机轴系具有较高的稳定性, 并能承受发电机及母线突然发生两相或三相短路或单相短路重合或非同期合闸时所产生的扭矩。
15) 汽轮机本体充分消除残余内应力。
16) 当汽轮机负荷从100%甩至零时, 汽机的控制系统具有自动控制汽机转速的能力, 防止汽轮机超速。
17) 当机组做超速试验时, 能在110%( 待定, 根据汽轮机厂提供资料确定) 额定转速下短时间空载运行, 这时任何部件都不超应力范围, 各轴承振动值不超过允许值。
18) 易损件可全部更换。
19) 噪音要求: 汽轮发电机组、 主汽门、 高压油泵、 抽汽器等距设备外壳1.0m处测得的最大噪音低于85dB。
20) 振动要求: 汽机在稳定运行的任何工况下在任何轴承座上测得的垂直、 横向和轴向的双振幅不超过0.03mm, 经过临界转速时, 轴承座上振幅值最大不超过0.10mm。
21) 汽轮机冷、 温、 热态启停次数满足汽轮机行业标准。
22) 减速箱符合行业制造标准, 要求输出功率稳定, 没有大的波动, 适应机组在大范围甩负荷的要求。
23) 对于凝汽器、 冷油期、 射汽抽汽器等换热设备要求换热面清洁无磨损, 无泄露, 对于达不到设计要求的要求全部更换。( 适用旧机组)
24) 制造商应提供下列资料:
A、 新蒸汽参数异常条件下允许连续运行时间和累计运行时间。提供现在机组已经累计运行情况的记录( 旧机组) 。
B、 新蒸汽压力、 温度允许变化范围。
C、 汽轮机允许在发电机运转频率在48.5~50.5Hz周波范围内连续运行, 在异常周波下运行时的周波限制值及相应的持续、 累计运行时间限制。
D、 采用定压启动、 停机方式, 制造商提供机组在冷、 热状态下启动的启动曲线及正常停机曲线。
E、 本体范围内的高温管道设计充分考虑热膨胀。提供允许各管道接口对汽轮机的推力、 力矩值。
F、 供方提供典型工况的热平衡图、 热耗及出力修正曲线。
G、 汽轮机大修间隔期不小于4年。
I、 汽轮机组出厂的设计寿命不低于30年, 年运行小时数不低于8000小时, 而且提供已经启动的记录, 机组冷态、 温态、 热态和极热态的允许启动次数满足设计要求。
3.3 辅助系统基本技术要求
3.3.1 油系统( 根据厂家资料待定)
1) 油系统主要向汽轮机-发电机组各轴承( 包括发电机轴承) 提供润滑油和向调节保安系统提供压力油, 本系统确保汽轮发电机组各轴承在机组正常运行, 启停及升速等工况下正常工作。
汽轮机润滑油系统主要包括: 主油箱、 主油泵、 注油器、 电动( 辅助) 油泵、 事故油泵、 冷油器、 滤油器、 排油烟装置( 待定) 、 油净化装置、 仪表及供给机组润滑所必须的辅助设备和管道。
2) 正常工作时, 调节及润滑油由主轴传动的主油泵供给, 启停、 事故及转子惰走时交流油泵工作, 交流油泵故障时事故油泵工作。
3) 汽机设2台冷油器, 容量各100%, 一台运行另一台备用。
4) 油箱和润滑油系统其它部件的容量应考虑到当交流电源消失、 冷油器断水时、 机组完全停机时的工况。甩负荷时油箱能容纳系统全部回油。油箱中油温一般不高于40℃。
5) 油泵压力连锁条件
6) 油系统管道采用厚壁管, 尽量减少法兰弯管接头, 连接油系统附件不采用铸铁件。
7) 油系统需有排油烟装置, 使各轴承及腔内维持微负压。应确保各轴承内不吸入蒸汽, 避免油中带水。( 待定)
8) 油系统中各设备, 如轴承箱、 冷却器和管道等出厂前彻底清除残砂、 焊渣、 锈片等沾污物质, 并经防腐蚀处理后妥善密封出厂。
3.3.2 轴封系统
1) 提供完善的轴封蒸汽系统和设备, 包括均压箱、 轴封压力调节阀、 两级射汽抽汽器及其辅助设备等, 防止运行中高压蒸汽从轴端漏排入大气或串入轴承箱, 防止空气从低压轴端漏入真空部分。
2) 在机组启停和各种运行工况下, 轴封供汽系统能自动调整压力。
3) 轴封系统上配置简便、 可靠的调压, 满足轴封的供汽参数要求。
4) 系统中设置1台100%容量的射汽抽汽器, 为管壳表面式换热方式, 管子材料由供方提供。
5) 轴封冷却器需设旁路系统。
3.3.3 疏水系统
汽机本体疏水系统由疏水管道、 阀门等组成, 确保汽机启、 停时将汽缸、 蒸汽室、 主汽管的凝结水疏走并回收利用, 当不能回收利用时, 及时排出确保机组安全。
3.3.4 抽真空系统
1) 由1台射汽抽气器、 真空破坏阀等组成, 运行时由射汽抽气器保持凝汽器正常运行的真空值。
2) 设计( 改造) 中应考虑防止真空设备发生故障时, 大气倒入凝汽器, 使真空骤跌的措施。
3) 凝汽器空气管路上设置真空破坏门。
4) 真空系统的阀门具有可靠的气密性。
3.3.5 汽轮机附件要求
1) 随机供应的阀门
供货范围内的各种阀门, 提供阀门应符合国标, 其压力、 温度等级符合相应的运行工况及有关法规和标准要求。
凡是由于热力过程的需要, 启动、 停机时经常操作或安装位置工作条件很差的阀门, 均设有电动操作装置。
2) 管道
所供管道系统需设必要的补偿段或补偿装置。
3) 安全罩
提供汽轮机组所有转动轴、 联轴器及其露出的转动部分的安全罩。
3.3.6凝汽器
1) 提供表面式凝汽器( 单双流程由汽机厂配套) , 使蒸汽凝结在汽机排汽口中建立所需要的真空, 同时获得纯净的凝结水作为锅炉给水。
2) 凝汽器按热力计算优化设计冷却面积。凝汽器换热面材质为铜管, 冷却水量和运行背压, 使凝汽器既经济又能满足任何工况的运行要求。能在最大负荷和循环水入口水温33℃条件下连续运行发额定功率并保证相对应的汽耗率。
3) 凝汽器出口凝结水的含氧量, 在凝汽器的补充水率≤5%, 正常运行负荷范围内不超过30PPb。
4) 正常运行时凝汽器出口的凝结水温度不低于凝汽器压力对应的饱和水温度0.5℃。
5) 对汽轮机疏水、 给水补充水及凝结水返回凝汽器的杂项水等留有相应的接口。
6) 凝汽器喉部设置喷水装置, 能保证汽轮机启动或长久低负荷运行时排汽温度在允许范围内。
7) 凝汽器有防腐蚀的措施。
8) 循环水采用凉水池二次循环冷却方式。
9) 凝汽器管子采用铜管, 材质为HSn70-1B, 凝汽器顶部三排管为B30。投标人也可采用其它满足本工程要求的管材( 如不锈钢) , 并详述理由, 分别报价。凝汽器管子的选厂须征得用户认可。应保护管子两端与管板连接严密, 防止循环水混入汽侧。
10) 凝汽器设计和制造应符合相关标准ZBK54034-90和ZBK54015-88。
3.3.7 射汽抽汽器
1) 射汽抽汽器为表面冷却型, 按汽机额定工况设计, 按最大工况运行校核, 满足任何工况的运行要求。
2) 射汽抽汽器使用HSn70-1铜管。
3) 射汽抽汽器设有旁路管道。
3.3.8保温及油漆
1) 提供汽机本体及附属设备的保温设计及材料说明书。
2) 保温层的表面温度不大于50℃。
3) 汽机外壳的护罩开有排气孔及检查门。
4) 设备出厂必须是全部喷涂保护漆, 而安装后设备表面的喷涂漆按电站美观设计整体考虑。
3.3.9 汽机监测、 保护及紧急跳闸系统
本机组设有危急保安跳闸系统, 它由整套液压保护系统和电气、 仪表安全监测和紧急跳闸系统组成。
1) 汽机转速达110~112%( 待定) 额定转速时, 危急遮断器动作, 自动停机。
2) 具有低油压保护功能
3) 当凝汽器背压升高至25kPa时, 发出报警信号, 当背压继续升高至40kPa时, 汽轮机停机。
4) 当汽机转速达110%额定转速时, 电气超速保护动作。
5) 对机组的轴向位移、 轴承振动、 胀差、 热膨胀进行监视和报警指示, 轴向位移超限时汽轮机停机。
6) 本机组在中央控制室和就地都设有手动停机按钮。
7) 汽轮机组具有仪表检测系统、 电液调节控制系统。
汽机紧急跳闸系统( 汽机紧急跳闸系统设有下列停机保护) :
1) 汽机轴向位移保护
2) 汽机超速保护
3) 汽机凝汽器真空低保护
4) 汽机润滑油压低保护
5) 锅炉及发电机组保护动作时的停机保护
6) 需方要求的其它保护
汽机本体监视仪表( TSI)
1) 压力
2) 温度
3) 转速( 包括模拟转速表、 数字转速表)
4) 轴向位移( 数字表)
5) 缸胀
6) 胀差
7) 汽机、 发电机轴承振动
8) 其它

4.0 对于旧机的技术要求标准
如果选择旧机组, 须先有汽机生产厂家对该旧汽机本体及其附属设备进行考核认证并有汽机厂家提出整体改造方案同时由其经过整体性能验收!
一、 标准项目:
1   汽机本体
1.1 汽缸
1.  清除蒸汽室内部、 汽缸壁及静叶片上的结垢;
2.  检查汽缸及喷嘴有无裂纹、 冲刷、 损伤及结合面漏汽痕迹等缺陷, 必要时处理; 清扫、 修理、 检查并探伤汽缸螺栓;
3.  清扫检查汽缸疏水孔、 压力表孔及温度计套管等;
4.  清扫检查隔板套、 隔板( 包括旋转隔板) 及静叶片有无裂纹、 冲刷、 损伤、 变形等缺陷, 必要时处理;
5.  测量调整隔板套及隔板的洼窝中心, 并对旋转隔板进行检查;
6.  测量隔板弯曲
7.  检查高、 低压汽封块;
8.  复测汽缸水平扬度;
9.  通流部分间隙检查、 调整;
10. 检查喷水减温装置有无裂纹。
1.2  汽轮机转子
1.  清除转子叶轮和叶片上的结垢;
2.  检查主轴、 叶轮、 叶片有无磨损、 松动、 裂纹、 变形及围带;
3.  检查联轴器及其螺栓的磨损、 松动、 裂纹及加工质量;
4.  检查汽封梳齿块;
5.  检查轴颈和推力盘, 并测量轴径椭圆度;
6.  测量转子弯曲及推力盘、 复速级叶轮的弧度;
7.  测量转子对汽缸洼窝的中心情况及转子的水平扬度;
8.  大轴内孔探伤。
1.3  滑销系统
1.  检查前轴承纵销, 猫爪及其横销;
2.  检查后汽缸两侧台板的联接螺栓配合间隙是否够;
3.  检查前缸和前轴承的立销和猫瓜垫铁。
1.4  轴承和油档
1.  检查各轴承、 推力轴承乌金接触情况;
2.  检查轴承瓦胎、 轴承座的接触情况;
3.  检查各轴承和轴承座的油档有无磨损、 裂纹等缺陷;
4.  测量并调整轴承间隙(包括推力瓦的厚度测量, 并进行记录)紧力及油档间隙;
5.  测量各轴承的推力间隙;
6.  清扫轴承箱。
l.5   汽封和通汽部分间隙测量
1.  测量各道汽封的间隙( 包括隔板汽封、 前后轴封) ;
2.  清扫检查各轴封, 隔板汽封的阻汽片并测量其间隙, 必要时对汽封梳齿、 汽封块、 弹簧等进行修理、 调整及少量更换;
1.6  靠背轮、 减速箱装置的检查
1.  检查靠背轮的瓢偏度和晃动度;
2.  检查靠背轮连接螺栓和螺栓孔;
3.  检查减速箱装置齿轮的磨损情况;
4.  复查靠背轮的中心。
2    调速系统及保护装置
1.  检查主油泵轴承及测量间隙;
2.  检查油泵组的进出油管路;
3.  解体检查调速系统的所有部件(包括高、 中压油机的同步器、 压力变换器滑阀、 错油门、 油动机活塞、 低压油动机的错油门、 油动机活塞等);
4.  检查凸轮配汽机构并进行间隙调整;
5.  解体检查危急保安器、 危急遮断油门、 危急保安器、 喷油试验装置及复位装置;
6.  配合热工检查轴向位移及胀差测量装置;
7.  解体检查自动主汽门关闭器;
8.  解体检查磁力断路油门和电磁阀;
9.  测量调速系统及保安装置各滑阀的间隙和行程, 必要时修理和更换零件;
10. 调速系统静态特性、 汽门严密性、 危急保安器灵敏度等修后常规试验及调整。
3   油系统
1.  透平油过滤或更换新油;
2.  解体检查电动油泵( 高压油泵、 辅助油泵、 事故油泵) 、 注油器、 主油箱排烟风机( 由厂家确定) ;
3.  清洗主油箱及其滤油器; 滤网进行清洗或更换;
4.  电控油系统检查、 检修;
5.  清洗冷油器, 检查、 检修冷油器水侧进出口门、 排空门、 排污放水门及冷油器油侧进出口门、 排空门、 排污放油门, 并进行水压试验;
6.  检查并清洗油管路;
7.  检修油管路及过压阀、 节流孔板、 启动排油阀、 逆止阀等, 必要时修理更换零部件。
4   汽机辅助设备大修项目
4.1 凝汽器、 滤水器
1.  清洗凝汽器, 检查铜管胀口情况;
2.  凝汽器进行灌水查漏; 堵塞或更换渗漏的铜管;
3.  检查热水井, 清洗水位计;
4.  凝汽器进、 出水门检查、 检修;
5.  凝汽器入口滤网检查、 清理;
6.  清洗滤水器的滤网;
7. 凝汽器管板及壳体进行防腐处理;
4.2 射汽抽气系统
1.  检查射汽抽气器的喷嘴、 喷嘴室及抽气逆止门;
2.  检查轴封加热器换热面并视情况进行更换;
3.  检查抽空气管道放水门、 真空破坏阀的严密情况并视情况进行更换。
4.3  各辅助水泵
解体清洗、 检查凝泵, 修理或更换已磨损的零件, 更换叶轮、 导叶等。
4.4  均压箱( 由厂家确定是否随机携带)
检查均压箱进汽手动门、 调节阀门及均压箱进汽减温减压系统各阀门, 并视情况进
研磨、 修理或更换零件。
4.5  安全阀
检查随机携带安全阀有无裂纹、 漏汽、 松动等缺陷, 根据情况进行研磨、 修理或更换
零件, 并进行校验合格;
备注: 机组出厂前, 须提供机组大修检修报告及部件更换清单和报告!

5.0 包装、 标志、 运输
5.1 包装
5.1.1 供方所供设备部件, 除特殊部件外( 如管件等) , 均遵照国际通用标准和有关包装的技术条件进行, 或按最好的商业贯例, 使用坚固的箱子包装。并根据不同货物的特性和要求, 采取措施, 如对设备进行妥善的油漆或其它有效的防腐处理, 以适应远途、 陆上运输条件和大量的吊装、 卸货以及长期露天堆放的需要, 从而防止雨雪、 受潮、 生锈、 腐蚀、 受振以及机械和化学引起的损坏。做到从交货日起12个月内设备完整无损。
5.1.2 供方所供技术文件妥善地包装, 能承受运输和多次搬运, 并可防止潮气和雨水的浸蚀。每个技术文件邮包装有详细目录清单。
5.1.3 为防止设备器材被窃或受腐蚀元素的损坏, 在未征得需方同意下, 不采用敞开的板条箱和类似包装。
5.2 标志
5.2.1 设备标志
( 1) 每台汽轮机、 辅机都有固定铭牌。铭牌不易损坏。标志醒目、 整齐、 美观。旧机组需要提供机组原始的铭牌
( 2) 汽轮机的重要阀门、 调节保安部套等均应有表示其行程、 转角、 操作方法等明显易辩的标志。
( 3) 重要部件根据图纸规定, 在一定位置上标有装配编号, 使用材料和检验合格的标志。
5.2.2 包装标志
( 1) 供方供给的设备( 无论装在箱内或成捆的散件) 的包装, 都贴有标明合同号, 主要设备名称, 部件名称和组装图上的部件位置号的标签, 备品配件和专用工具还应标明”备品配件”和”工具”的字样。
( 2) 对装箱供给的设备, 供方在每个箱子的两面用油漆写下如下内容:
合同号、 装运标志、 目的港、 收货人代码、 设备名称和项目号( 箱号、 箱的序号设备总件数) 、 毛/净重、 外形尺寸, 长×宽×高。
按照设备各特性和不同的运输及装卸要求, 在箱上明显位置标上”小心””向上”、 ”防潮”、 ”勿倒”等通用标志, 并符合国际通用标准的规定。
包装箱连续编号, 而且在全部装运的过程中, 装箱编号的顺序始终是连贯的。
5.3 运输
5.3.1 经由铁路运输的部件, 其尺寸不超过中国国家对铁路运输货物外形体的规定、 当部件经由除铁路外的其它方式运输时, 其重量和体积的限值, 遵守中国国家有关运输的规定。
5.3.2 每批设备发出后三天内, 供货方用电信方式通知需方。通知中应指明设备名称、 件数、 件号、 重量、 合同号、 货运单号、 设备发出日期。
5.3.3 超限件, 供方在发货前不迟于30天将发货计划日期以电信方式通知需方。
5.4 试验及验收
5.4.1 所有设备附有下列文件
( 1) 装箱单, 其上注明:
·产品名称、 型号、 规格和制造厂。
·装箱数量。
·附件、 备件名称及数量。
·装箱日期。
( 2) 原制造厂的产品出厂合格证、 说明书、 出厂试验数据、 安装使用说明书。
5.4.2 设备到达现场后, 供需双方按商定的开箱检验办法, 对照装箱单逐件清点, 进行检查和验收。
5.4.3 供方扩散联营或外包生产的设备( 部件) 应将生产厂家写明, 供方应对厂家
质量进度负责。设备到达现场后, 由供方会同需方进行检查和验收。
6.0 设计分界
( 1) 主蒸汽以自动主汽阀入口为界。主汽阀入口的下游( 包括阀门) 均属供方范围, 汽机本体的疏放水管道接口为系统最后一个阀门出口处。
( 2) 冷凝器以进出口法兰为界。
( 3) 所有真空系统设备和一次阀门。
( 4) 所有油系统设备和一次阀门( 不包括备用油箱以及汽轮机油净化装置) 。
( 5) 汽轮机与发电机组的底座、 地脚螺栓、 垫铁等。
( 6) 在供方供货范围之内的系统和设备或部件之间的连接管道和阀门等均由供方负责。
( 7) 由供方供应的设备与不属于供方供货范围内的系统连接时, 则分界以供方设备接口为界面, 供方应负责该接口的可靠性和正确性。
( 8) 供方应提供供货范围内的设计、 设计界限。
( 9) 供方在报价时提供详细供货清单、 设备型号、 参数、 备品备件、 专用工具以及设计界面。
7.0 供货范围
7.1 一般要求
7.1.1 提供一台额定出力1.5MW机组的本体设备、 附属设备和附件, 以旧机组的原始供货清单为准, 同时投标人应明确其供货范围。
7.1.2 供方应提供详细供货清单, 清单中依次说明型号、 数量、 产地、 生产厂家等内容( 旧机还需提供机组的原始清单) 。对于属于整套设备运行和施工所必须的部件, 即使本本规范书未列出/或数目不足, 供方仍须在执行合同时补足。
7.1.3 供方应提供汽轮机设备所有安装、 检修所需的专用工具和消耗材料等, 并提供随机备品备件( 质保期内的备件) 的详细供货清单及维护所需的备品备件, 同时提供详细报价清单。
7.1.4供货范围服务应包括设备的设计、 制造、 工厂检验; 包括设备的包装、 运输( 交货地点为本工程现场) ; 包括现场指导安装, 配合现场试运行的调整试验以及机组考核试验等服务工作。
7.2 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、 制造厂家等技术规范。供方提供汽轮机设备中所需进口设备和部件的供货详细清单。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。初步列表如下:
7.2.1 汽轮机主机设备
1) 基础台板、 垫铁、 锚固板、 地脚螺栓、 高温润滑脂。
2) 各轴承组件( 包括测温一次元件) 。
3) 汽缸组件。
4) 隔板及隔板套组件。
5) 转子组件。
6) 汽封, 隔板汽封。
7) 油挡。
8) 联轴器组件( 包括联轴器、 垫片、 连接螺栓) 。汽轮机与发电机间的联轴器垫片及连接螺栓由汽轮机厂供货。
9) 本体范围内管道和阀门( 含法兰及附件) , 自动主汽阀到汽缸的导汽管及罩壳等。
10) 主汽阀、 主汽调节阀及其永久性和临时性滤网各2套、 阀门支架等。
11) 安全监测仪表( TSI) 系统、 紧急跳闸系统( ETS) 、 汽机控制系统( DEH) , 汽机本体以及所属系统应提供的所有热工仪表设备。
12) 润滑油系统及设备
13) 轴封系统及设备
14) 疏水系统及设备
15) 抽真空系统及设备
16) 凝汽器及附件
17) 减速箱及其相关附件。
18) 其它
备注: 旧机组的供货范围应与汽机机组的原始出厂供货范围清单相一致!
8.0 图纸资料及交付进度
图纸资料的交付进度应满足工程进度的要求。提供的图纸、 资料( 旧机的设备台帐) 应加盖”正式资料”章, 供方向需方提供使用国际单位( 中国法定计量单位) 的技术文件及图纸。同时图纸提供AutoCAD电子版, 说明书提供Word文件( 一套) ; 供方所提供的图纸及技术资料应满足需方对电站总体设计及设备安装、 调试、 运行、 维护等总要求的图纸和资料。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。
8.1 提供设计方的图纸、 资料( 2套)
在签订技术协议、 合同生效后七天内提供满足电厂设计要求的图纸资料如下:
1) 汽轮机各个工况热平衡图( 要求注明各供汽、 漏汽的参数, 如压力、 温度、 焓等) 及修正曲线。
2) 汽轮机热力系统图。
3) 汽轮机外型图、 剖面图( 包括发电机) 及汽轮机垫铁布置图。
4) 汽轮机本体辅助( 凝汽器、 汽封冷却器、 油箱、 有关风机、 油泵、 水泵及其它辅机) 外型图及接口安装图、 荷载图。
5) 汽轮发电机组装图, 机座图( 包括外形图、 留孔图及埋件图) 、 荷载( 包括正常运行及发电机短路时机组的动、 静荷载及力矩) 基础图。
6) 大件运输重量及运输尺寸图( 包括凝汽器分解运输图) 。
7) 润滑油系统图、 调速、 保安油系统图。
8) 轴封系统图。
9) 汽机本体疏水管路系统图。
10) 汽轮机及各主要部件材料一览表( 包括化学分析物理性能及热处理数据等) 。
11) 汽轮机大轴探伤报告。
12) 参数偏离设计值时, 汽轮机各种指标的修正曲线。
13) 提供汽机监测系统( TSI) 、 汽机保护装置( ETS) 、 汽机控制系统( DEH) 资料: 包括电源要求, 控制原理图、 逻辑图、 安装接线图、 盘外型图、 盘内设备布置图、 探头或装置的测点布置图, 探头或装置的测点布置图, 要求用户提供的接口、 说明书、 供货清单。
14) 随机供应的常规仪表、 控制、 保护等设备接线图纸, 说明书及供货清单, 包括同步器、 油动机的行程指示, 危急遮断器电指示。
15) 汽机本体及辅机的保护联锁条件及运行参数。
16) 汽机保安电气原理接线图, 温度测点布置图。
17) 提供详细供货项目清单。
18) 热工测量、 调节、 保护和控制所需的图纸资料。
19) 汽机调节系统图
20) 减速箱装配图、 荷载图、 与汽轮机及发电机的接口图、 热工测点图。
20) 列表提供设备接口允许的推力、 力矩及附加位移值
20) 所有相关的辅机资料。
21) 其它资料( 相关说明书、 运行导则、 曲线图) 。
8.2 供方提供业主方的资料和图纸按行业标准提供相应的文件套数。
9.0 设备监造( 检验) 和性能验收试验
9.1 设计制造标准
( 1) 汽轮机及辅助设备和附件使用的材料, 制造工艺及检验要求, 均不低于国际通用ASME标准及相关国家标准。
( 2) 供方应列出在选用材料、 制造工艺、 验收要求中所执行的标准清单。
9.2 质量确定
9.2.1 制造商采取措施确保设备质量, 产品交货前, 对汽轮机组各部件和辅机进行必要的检查与试验, 以保证整个设计和制造符合规程要求。汽轮机及附属设备进行必要的工厂总装和试验, 确定全部制造和材料均无缺陷, 所有设备功能都与预期要求相一致, 设计和加工都符合技术规范的要求。制造商提供主要配套厂的名称并应得到需方的认可,制造商对主要配套厂产品的质量和可靠运行负全部责任。
9.2.2 必须进行检查和试验的项目, 能证明下列各项:
( 1) 所有设备符合有关技术条件和安全规范;
( 2) 安全装置和保护装置动作正确;
( 3) 达到需方要求的规定值;
( 4) 满足需方要求的其它特殊条件。
9.2.3 制造商有责任将检查和试验资料按规定完整并及时地提交给需方; 对重要的检查与试验项目, 邀请需方派代表参加, 并在试验前的20天通知需方代表。制造商为需方提供方便。
9.2.4 如产品质量和性能与标准不符时, 需方有权拒绝验收, 制造商负责修理, 更换或赔偿。
9.2.5 材料试验按ASME”锅炉和压力容器规范第Ⅷ篇要求进行, 制造商提供全部实验结果的书面证明付本”。
9.2.6电动机按NEMA、 MGI、 IP进行常规试验或按经过批准的制造厂标准进行试验。
9.3 设备监造( 检验)
9.3.1 汽轮机在汽轮机出厂制造过程中, 需方将派出工程技术人员, 按国际通用的规定参加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。
制造厂内须进行检验、 试验并监造的主要项目如下表, 表中的符号:
○ 制造厂提供检验或试验记录, 需方派人参加制造厂的检查的项目, 即现场见证。
△ 制造厂提供检验或试验记录或报告的项目, 即文件见证。