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1、中国石油化工股份有限公司长岭分公司煤(石油焦)代油热电联产工程CC50-9.20/3.92/1.08双抽冷凝式汽轮机技 术 协议 书需方： 中国石油化工股份有限公司长岭分公司设 计 方: 中国联合工程公司供 方： 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司2006.4、总则本协议书适用于中国石油化工股份有限公司长岭分公司煤（石油焦）代油热电联产工程50MW汽轮机。本协议书提出的是最低限度的技术要求，其中并未规定所有的技术要求和适用的标准。卖方提供一套满足本技术协议和所列标准要求的高质量全新的产品及其相应服务。卖方须执行本技术协议所列标准，如有矛盾时按较高标准执行。本协议作为合同的附件，与供货合同具有同等法律效
2、力。在供货合同生效时，本协议随即生效，未尽适宜双方随时随时协商解决。一、 工程概述中国石油化工股份有限公司长岭分公司拟建设一座全烧石油焦的热电联产电站，工程建设规模为1260t/h高温高压循环流化床锅炉+150MW双抽凝汽式汽轮发电机组（配60MW发电机）,为本工程配套汽轮机设备即为此工程建设热电联产电站用的一台双抽凝汽式汽轮机。二、 气象资料及地震烈度年平均气温（）： 16.5连续最冷5天平均温度最低4年的平均值（）: 4.52 最大积雪深度mm: 160 冰冻线cm 50极端最高温度（）： 40.4极端最低温度（）： -18.1年平均相对湿度（） 80 %年平均降雨量（mm/a）： 144
3、3.2地震烈度：根据中国地震动参数区划图本项目拟建场地按基本烈度7度考虑。三、 汽轮机主要技术规格及参数：汽轮机形式：双抽冷凝式台数：1汽轮机型号：CC50-9.20/3.92/1.08功率： 额定：50000kW最大：63000kW纯凝：50000kW转速：3000r/min转向：顺时针（顺汽流方向看）主汽门前新蒸汽参数：蒸汽压力：9.20 +0.2-0.3MPa(a)蒸汽温度：535 +5-10进汽量：额定：311.1t/h最大：411.5t/h纯凝：192.93t/h1级工业可调抽汽参数：抽汽压力：3.92+0.3-0.2 MPa(a)抽汽温度：450额定抽汽量：80t/h最大抽汽量：1
4、20t/h2级工业可调抽汽参数：抽汽压力：1.08+0.2-0.2 MPa(a)抽汽温度：295额定抽汽量：60t/h最大抽汽量：90t/h排汽压力：额定工况：7kPA(a)纯凝工况：8kPA(a)回热抽汽级数：锅炉给水温度为215，1级0.588 MPa(a)除氧，回热级数由制造厂定（汽机主凝结水直接进入高压除氧器，除氧器进水温度要求约为115，化学补充水采用凝汽器鼓泡除氧，再经汽机回热系统加热至约115后进高压除氧器）。凝汽量：额定工况：104.85t/h最大抽汽工况：111.79t/h纯凝工况：144.26t/h纯凝工况相对内效率：81.43额定工况相对内效率：82.32冷却水温度：设计
5、冷却水温：25保证名牌功率最高冷却水温：33汽机运转层标高9M备注： 1级工业可调抽汽在0120t/h的范围内保证蒸汽参数的稳定；2级工业可调抽汽在090t/h的范围内保证蒸汽参数的稳定，即在该范围内抽汽压力调整装置能正常工作。四、 汽轮机技术要求1. 汽轮机本体部分(1) 汽轮机及所有附属设备应是成熟的、先进的，并具有制造相同容量机组、运行成功的经验,不得使用试验性的设计和部件。(2) 汽轮机采用自润滑滑销系统，应保证长期运行灵活。(3) 机组的设计应充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。(4) 供方应对所有连接到汽缸上的管道，提出作用力和力矩的范围要求。在管道设计不能
6、满足要求的情况下，和设计院共同协商解决。(5)汽轮机在30%额定负荷至最大负荷范围内能持续稳定运行。(6)各叶片选用成熟、气动性能良好的叶型，其应力与振动值符合国家新颁发的叶片强度安全准则，保证叶片在频率49.0-50.5Hz的范围内安全运行，末级叶片应具有良好的去湿、防腐蚀结构和性能。(7) 叶片和隔板强度、汽缸缸体的强度和刚性设计保证机组运行安全可靠。(8) 排汽缸喉部装设喷水冷却装置，以防止排汽温度过高。(9) 所有抽汽口均由汽缸下部引出。(10)汽轮机结构部件的设计应尽量减少地震对汽轮发电机组的损害。(11)汽轮机按照电站用透平机设计，为提高对机组热稳定性的要求抽汽调节阀采用双侧进汽方
7、式。(12)盘车装置采用自动啮合形式，该装置除能在就地对盘车进行启停外，还留有与DCS的接口，（包括远方启停指令信号、电机电流、启停过程中的各种状态信号），使运行人员在控制室不用到就地就能对盘车进行启/停控制和状态监视。(13)机组带50MW负荷时，一级抽汽流量降至零时，抽汽口压力可降至3.72MPa，二级抽汽流量降为零时，抽汽口压力可降至0.82MPa。负荷 kW一抽量 t/h一抽压力MPa二抽量 t/h二抽压力MPa5000002.37201.0485000002.801601.083850001.83200.8242560803.9200.82(14)汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况
8、：a、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或单相重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。b、汽轮机甩负荷后，允许空转时间不小于15分钟。c、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时间至少应能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要（至少48小时）。、汽轮机在排汽温度达65下应允许长期运行，供方应给出排汽缸最高运行温度及对应的运行规范。(15) 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压为3.818.6kPa范围内，至少具有3分钟无蒸汽运行能力，而不致引起设备上的任何损坏。超速试验时，汽轮机应能在112%额定转速下作短期空负荷运行，这时任何部件都不应超应力，
9、各轴系振动也不应超过允许值。（16）汽机前、后轴封密封采用蜂窝形式。2. 调节保安系统（1） 采用独立高压抗燃油数字式电液控制系统，满足本电厂和全厂DCS控制要求，电调系统除了实现电功率、抽汽压力的闭环控制和热电牵连调节与优先级控制（在机组并电网运行时优先满足中压抽汽，其次满足低压抽汽，而后为电功率；在机组孤立运行时，优先满足电功率，其次才是中压抽汽与低压抽汽）外，还具有机炉协调、运行参数监视和参数异常保护功能，具有自动/半自动/手动启动开机功能。（2）机组启动前对DEH的控制逻辑、保护逻辑、基本控制功能进行带仿真器的实验验证，初步确定PID参数，验证液压系统灵活可靠，满足DEH控制要求。DE
10、H应具有较完善的自诊断功能，可检测出模板级、通道级的故障点。同时还有相应逻辑对运行人员的操作指令进行检查以防止误操作。(3)数字调节系统除应完成汽机本体调速外，还需具有汽机系统的事故跳闸功能和油泵启停联锁监控功能。(4)调节系统的迟缓率0.2，抽汽压力不等率010，转速调节不等率36，局部速度变动率2.5，调节系统在额定参数空负荷时保证机组在额定转速6的范围内变化。(5)危急保安器应配有动作指示器，动作转速为额定转速的109112，复位转速为额定转速的 102103，危急遮断器滑阀动作后汽机的飞升转速小于额定转速的15。(6)汽机甩全负荷转速飞升转速额定转速7，调节系统能控制危急遮断器不动作，
11、并维持额定转速。(7)主汽阀速关及手动危急保安器动作至主汽阀全闭时间0.5s。危急遮断器动作至主汽阀完全关闭时间0.8s，同时在1秒内关闭全部调节阀及回热系统抽汽逆止阀。配备主汽阀活动装置、危急遮断器动作试验装置，主汽门关闭时间小于0.2秒。(8) 供方所供的调节系统和监视保护系统应包括汽机本体和发电机及油系统运行和保护功能的设计和实现，并应得到需方的认可。(9) DEH采用的电液转换器不得采用力矩马达推动碟阀及信号放大器组成的电液转换器。(10)ETS功能由DEH厂家提供专用的系统或模块来完成，由汽机厂提供ETS所需的一次元件，ETS系统由汽机厂统一供货。3.随机供应的阀门要求 (1) 供方
12、随汽机本体及附属设备提供的各种阀门，符合国家标准，或ANSIB16.34，ANSIB1.1以及AWWA标准。(2) 阀门的选用等级及工作参数应根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准。(3) 所用阀门及附件都应操作灵活，开启、关闭速度稳定。(4) 用于压力表和压差表的一次门应是球型阀，水位仪表的一次门应用闸阀，以便于清洗水位计和连接管。对压力较高的疏水管和仪表管使用的一次门应设两只隔绝阀。就地排气或是疏水阀应是塞形阀和球形阀。(5) 所有汽轮机成套的电动阀，均应为一体化电动阀,并提供接线图和安装使用说明书。所有电动阀厂家应由需方确认，以利全厂统一。(6) 所有控制用调节阀，均应提供基础设计。(7) 用于油系统的阀门内壁均不得涂漆，而采取其它防腐措施。(8) 为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都应设置过力矩开关和终端开关，并在开闭方向上各有两对常开、闭接点。其接点容量应满足控制的要求。(9) 每只阀门都应带有就地开度指示表，还应在阀门上明确标明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，应带有能将阀杆锁于开启
