汽轮发电机组技术规范书(发)(5)

明水生物质热电联产工程汽轮发电机组设备 技术规范书

门。

2) 汽轮机壁温测点，有明显的标志，且便于安装检修。

3) 随汽轮—发电机组本体提供的仪表及控制设备的接线引至汽轮—发电机组本体接线盒。

4) 从汽轮机本体的安全出发，供方提供汽机启停及运行对参数监视控制的要求。 (3) 热工保护及控制

1) 汽轮—发电机组安全监测保护系统（TSI）

a. 汽轮机安全监测保护装置由汽机厂成套供货，采用先进且运行可靠的设备。要求监测项目齐全、性能可靠，与机组同时投入运行

b. 汽轮机安全监测保护装置所需要的机组提供的信号，由汽机厂负责协调解决，以使保护系统具有统一性和完整性。汽轮机厂负责协调与发电机在整个轴系上的监测保护点，使用相同的先进且运行可靠的设备。保护装置及其输出到指示仪表或DCS的信号应准确可靠。

c. 模拟量信号要求为4~20mA统一输出信号。

d. 控制、报警、保护等开关量接点，要求能各送出2付无源接点，容量为220VDC 1A或220VAC 3A。

e. TSI装置应留有与汽机电调（DEH）、DCS、TDM系统通讯接口，常规保护，旁路保护等需用的接口，其形式由买方认可。 f. TSI装置至少应包括如下功能，但不限于此：

1. 转速测量：量程一般为0~5000r/min，有0转速档可控制自动盘车，可连接指示、记录、报警和超速保护。

2. 轴承振动，按机组轴承数装（包括发电机），测量绝对振动值，可连接指示、记录、报警、保护。

3. 胀差：监测各汽缸与转子的相对膨胀差，可连接指示、记录、报警、保护。 4. 汽缸绝对膨胀：测量各汽缸左、右侧的热胀值，可连接指示、记录、报警、保护。

5. 轴向位移：通过二点对大轴位移进行监测，可连接指示、记录、报警、保护等。

6. TSI的技术谈判应有买方人员参加，其选型和配置应经买方确认后方可确定。在该装置定货时，供需双方将另签一份详细的技术规范书。

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2.10 凝汽设备 2.10.1主凝汽器 (1)一般要求

1）凝汽器的设计条件以纯凝汽工况为设计工况，循环倍率为60。

2）凝汽器能在设计工况、全补水量（汽机最大抽汽量）温度20℃、以及循环水温33℃下连续运行并保证除氧要求。

3）凝汽器管子材质为TP316L。空冷区和通道外侧应采用厚壁管。

4）凝汽器的水室设有分隔板，循环水能通过一侧的进出口单侧运行，此时汽轮机能达到75%的铭牌功率。

5）在T-MCR工况时，凝汽器管内循环水流速不大于相应管材下的允许值，清洁系数按0.85设计。

6) 在规定的负荷运行范围内，凝汽器出口凝结水的含氧量不超过20PPb。 7）最大保证工况下，凝汽器出口的凝结水过冷度应不大于0.5℃。 8）凝汽器设计考虑承受最大工作压力，供方提供水室底部承压保证值。 9）凝汽器接收下述排汽、疏水和回水，并良好除氧： a）来自汽轮机凝疏管系统的蒸汽

b）来自汽轮机排汽、凝结水、加热器疏水、汽轮机疏水、补给水及其他送入凝汽器的杂项回水。

10） 凝汽器内设有消能装置。

11） 进入凝汽器的凝结水、疏水和回水，能得到有效的加热和淋洒，以取得最佳除氧效果。应防止喷淋水直接与凝汽器管接触。

12) 凝汽器中，为防止加热器等的疏水闪蒸冲击而造成部件损坏，设置挡水板或淋水管。该挡水板使用厚度不小于10mm的不锈钢板制成。 13) 凝汽器的设计能使循环水平均分配到所有的管子中。 14) 供方提供全部凝汽器管子并附加2%作备用。 凝汽器喉部采用钢性连接，下部采用弹簧座架形式。

对于凝汽器的防腐，采用阴极保护，其腐蚀裕度符合HEI标准。 凝汽器的设计考虑装设胶球清洗系统的需要。 所有地脚螺栓由供方提供。

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(2) 结构要求 1）壳体

a）凝汽器壳体采用焊接钢结构，其强度和刚度能承受管道的转移荷载和设计压力，防止汽轮机传递来的振动造成冲击和共振。

b）凡与凝汽器壳体相连的管道接口，工质温度在150℃及以上者设隔热套管。喷嘴和内部管道工作温度超过400℃者，应采用合金钢。

c）为防止高速、高温气流冲击凝汽器管和内部构件，流量分配装置和挡板具有足够的强度。

d）壳体上部设置人孔门，用于内部情况。

e）凝汽器壳体上设置电动真空破坏门，阀门进口装有滤网和水封装置。 F）壳体上留有各汽、水管道的接管。 2）排汽颈部

开设必要的孔洞，以便安装设在凝汽器内的设备及管道。 3）水室

a）水室管板采用 。

b）水室内部凡接触到循环水的材料应具有抗腐蚀能力。 c）每个水室设置供排气和排水用的接口。 d）当循环水入口在水室底部时，设置安全格栅。 4）热井

a) 热井出水口设有防涡流装置，并在该处设置滤网。

b）热井放水口管道应带有水封隔离门，该管能在1小时内排出正常水位下的全部凝结水。

c）热井内部利用档板分隔开，并配有接头以便测量水室内管束的导电度，还配有检漏装置以检测凝汽器管子是否损坏。

d）热井水位运行高度范围应在高低水位报警范围之间，但不小于300mm。 2.10.2 仪表和控制 （1）凝汽器

1）供方提供一套完整的就地仪表和控制设备。其中包括液位表、液位开关、试验插座、压力表、温度表等设备。并提供远方指示和控制输出接口。

2）供方提供在供货范围内的全部仪表、控制阀和电气设备，并说明它们的用途、

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制造厂、型式和数量。

3）压力和温度表的接头为25mm，水位表接头不小于50mm。

4）在每个凝汽器壁上引出4根不锈钢管，每个角1根，用以测量汽轮机的背压。不锈钢管从凝汽器口与汽机交接处延伸到热井的下部，以形成水封。每根管子和分支在凝汽器管束之上穿透凝汽器外壁，并在穿孔处用套接式全周焊接。 （2） 热井

1）供方提供完整的全部就地仪表和控制装置，包括水位开关、试验插座、压力表、温度计、并留有水位变送器的取样接头。

2）在凝汽器图纸上以及水位控制器接头处，刻有永久性标记，标出正常水位、高限水位、高位报警、低限水位和低限报警。

4）凝汽器水室在适当位置设有磁翻板水位计，使运行人员能决定何时水室需要抽真空或顶排管子何时已被空气充满。 2.11 低压加热器

(1) 给水加热器按汽轮发电机组T-MCR工况进行设计。

(2) 加热器为立式、全焊接型，能承受高真空、抽汽压力、连接管道的反作用力及热应力的变化。

(3) 水侧设计流量能满足100%负荷的凝结水量（以T-MCR工况的热平衡为基础），最大水侧流速推荐采用HEI标准。

(4) 当邻近的加热器故障时，给水加热器应能适应由此所增加的汽侧流量而持续运行。 (5)加热器设有过热减温区和疏水冷却区。为控制疏水水位并保证在各种工况下疏水区的管子都浸在水中。该加热器有足够的贮水容积。 (6) 加热器水侧（管侧）设置泄压阀。

(7)加热器汽侧（壳侧）设置泄压阀，当管子破裂时能保护壳体的安全，其最小容量应能通过10%的给水流量。

(8) 供方应提供加热器的热力性能曲线、汽水侧端差、满负荷或部分负荷及前级加热器切除运行的实际流量、特性。

(9) 所有加热器的疏水、蒸汽进口应设有保护管子的不锈钢缓冲挡板。 (10)加热器的管材采用碳钢。

(11)加热器分别设置起动和连续运行用的排气接口。 (12)所有低加设置正常疏水口和紧急疏水口。

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(13)加热器上设有供充氮保护的接口。

(14)由于泄漏允许堵掉管子的最多根数为10%，此时还能达到设计参数。

(15)加热器设计和制造按照劳动部《压力容器安全技术监察规程》和美国ASME《锅炉和压力容器规范》（压力容器）中的有关要求进行设计、制造。

(16)加热器上就地测量的水位和接口位置能保证测量的准确性。正常水位和事故水位控制器以及水位开关要分开。

(17)提供的水位测量接口不小于50mm，在加热器图纸上标出正常水位、高水位、高-高水位和低水位。

(18)供方提供就地磁翻板水位计。

(19)各低压加热器用阀门为电动关断阀。差价另计。 2.12 随机供应的阀门要求

(1) 供方随汽机本体及附属设备提供的各种阀门，均应符合国标，或ANSI B16.34、ANSI B31.1以及AWWA标准。

(2) 阀门的选用等级及工作参数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) 所有阀门及附件都操作灵活，开启和关闭速度稳定。重要环节选用进口设备，以保证可靠性。

(4) 用于压力表或压差表的一次门应是球型阀(一次门单独报价)，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应设两只隔绝阀。 (5) 所有阀门的电动装置，供方提供该装置的接线图和安装使用说明书。所有阀门电动装置厂家由需方确认，以利全厂统一。

(6) 所有控制用调节阀，供方提供电动或气动装置接线图、调节特性曲线及配备有关附件，并提供调节特性参数表和安装使用说明书。

(7) 用于油系统的阀门内壁均不得涂漆，而采取其他防腐措施。

(8) 为防止阀门在开启或关闭时过调，所有电动阀门都设置过力矩闭锁开关和终端开关，终端开关为开闭方向各有二对常开、常闭接点。其接点容量满足控制要求。 (9) 每只阀门都配有就地开度指示表，并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或关闭位置的装置。 (10) 真空系统的阀门采用专用阀门，以保证严密性。

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