汽轮发电机(投标)+励磁

1、攀钢集团重庆钛业有限公司75 kt / a硫酸法钛白技术改造升级搬迁项目 12MW背压式汽轮发电机组投标书 2014年10月9日 目录 附件1设备的总体描述和生产能力 3 附件2卖方所供设备的技术规格及功能描述 23 附件3买方及卖方供货范围 33 附件4设计及设计联络 39 附件5买方和卖方之间的资料交付 41 附件6设备的制造过程检查、验收、性能考核 45 附件7易损件清单 56 附件8买卖双方人员派遣及卖方技术服务 57 附件9进度表 59 附件10设备的设计、制造和检验/检测标准 60 附件11附图 63 附件12知识产权及保密协议 64 附件13业绩表 65 总则 本技术附件适用于攀

2、钢集团重庆钛业有限公司75kt/a硫酸法钛白技术改造升级搬迁项 目热电联产暨园区供热工程中1X12MW背压式汽轮发电机组及其附属设备，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。 本技术附件提出了 1X 12MW背压式汽轮发电机组及其附属设备的采购和制造、检验与验 收等的基本要求，并未对该设备制造和验收的一切细节进行规定，也未充分引述有关标准和 规范的条文。卖方应提供一套满足招标文件和标准要求的高质量的产品及服务，对国家有关 安全、环保等强制性标准，卖方应严格按其要求执行。 卖方如没有书面对本技术附件提出异议，将认为卖方提供的设备符合技术附件和标准的 要求。 卖方须严格执行

3、本技术附件所列标准。有矛盾时按较高标准执行。 合同签订后，卖方提供合同设备的设计、制造、检验、安装、调试、试运、验收、运行 和维护等标准清单给买方，并由买方确认。 在签订合同之后，买方有权提出因规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充要求， 具体项目由卖方和买方共同商定。 在签订合同之后，买方未提出而又必须有的项目（部件、设备等），卖方负责补齐。 附件1设备的总体描述和生产能力 1.1总体描述 本工程是攀钢集团重庆钛业有限公司75kt/a硫酸法钛白技术改造升级搬迁项目热电联 产暨园区供热工程。建设规模为新建 2X 90t/h中温中压循环流化床锅炉+ 1X 12MW背压式汽 轮发电机组。本技术附

4、件所列设备是该工程中的汽轮机发电机组。 本期工程拟建1台12MW背压式汽轮发电机组。 1.2设备布置 汽轮发电机组室内布置，采用纵向顺列布置方式，运转层标高7.0m。 机组采用定压运行方式，具有良好的热、电负荷变化适应能力，在周波 48.551.5Hz的 范围内长期、连续、稳定运行。 汽机房内设一台20t/5t桥式起重行车，轨顶标高14.5米(暂定)。 1.3设备工作制度 汽轮发电机组每天作业 24小时，年作业时间8000小时。 1.4原料性质 蒸汽初参数：压力：3.5Mpa 温度：435C 1.5现场条件 1.5.1建厂地点的自然条件 1.5.1.1 气象 该区属四川盆地亚热带季风湿润气候。

5、雨量充沛，四季分明，具有明显的季风气候。冬 季温暖多云雾，霜雪少。夏季气温偏高，多连晴高温。秋季多阴雨连绵。 (1) 气温 年平均气温17.6C 极端最高气温40.5C 极端最低气温.-2.3C 最热月月平均气温28.6C 最冷月月平均气温5.1C (2) 湿度 12月平均相对湿度74.0% 78月平均相对湿度82.5% 年平均相对湿度 81.0 %(17.4 C) 月取大相对湿度 83 % 月最小相对湿度 71 % 取大相对湿度 100 % 最小相对湿度 10.0% (3)气压： 年平均气压 96.9KPa 极端最咼气压 99.6KPa 年极端最低气压 94.5KPa (4)风速： 年平均风

6、速 2.0m/s 年最大风速 22.7m/s( 离地面10米) 风压 333Pa( 离地面10米) 441Pa(离地面20米) 常年主导风向 北北东 常年次导风向 西南西(风频：21) (5)降雨量(暴雨强度公式按照手册上重庆地区公式计算)： 年平均降雨量 1158.8 mm 年最大降雨量 1490.8 mm 日最大降雨量 235.8 mm 5小时最大降雨量 63.0 mm 10分钟最大降雨量 25.2 mm (6)雷电： 年雷电日数 44 天 (7)无霜： 无霜期 331 天 (8)近510年， 历年最热月平均干球温度和湿球温度实测值的算术平均值。 干球温度： 33 湿球温度： 28 相对湿

7、度： 86.5 % 攀钢集团重庆钛业有限公司 75kt/a硫酸法钛白技术改造升级搬迁项目 1.5.1.2 海拨 海拔高度为191米。 1.5.1.3地震烈度 6 度 1.5.2公辅条件 1.521 供电条件 电压：10000V/ 380V/220V 5% 相数： 3/1 ;频率：50 赫兹。 1.5.2.2压空条件 工艺及仪表用压缩空气均为无油、无尘，仪表用压缩空气无水，常压下露点-40 C。 压力：0.6 0.7 Mpa ; 1.5.2.3工艺水条件 表压：0.4MPa 1.6技术指标要求 1.6.1汽轮机参数 设备型号：B12- 3.43/1.18型。 汽轮机主要技术参数（以下空白处由卖方

8、填写） 12MW 额定功率: 最大连续功率: 主汽门前额定蒸汽压力: 3.43MPa; 主汽门前额定蒸汽温度: 435C； 额定/最大进汽流量: t/h 额定背压排汽压力（可调）： 1.18MPa（绝压） 7 额定背压排汽温度: 额定工况下保证汽耗率: kg / kW.h 额定工况下保证热耗率: kJ / kW.h 104 给水温度: 额定转速: 3000 r/min 旋转方向：从汽轮机向发电机方向看为顺时针旋转。 型式：单缸、冲动、背压式 1.6.2发电机参数 攀钢集团重庆钛业有限公司75 kt / a硫酸法钛白技术改造升级搬迁项目 发电机的型号 最大连续输出容量 额定功率 QF2-12-2

9、Z 15MVA 12MW 额定电压 10.5kV 额定电流 825A 额定功率因数 0.80( 滞后） 频率 50Hz 绝缘等级 定转子F级（按B级温升考核） 额定转速 3000r/mi n 相数 3 接法 Y 效率（保证值） 97.3 % 旋转方向 从汽轮机端看为顺时针转向 冷却方式 定子空冷 短路比 0.6 超瞬变电抗X” d 13.33 铁芯最咼温升 80K（冷却介质为40C） 励磁方式 静止励磁 励磁性能 咼起始响应系统 强励顶值电压（恒电流） 不小于2.0倍额定励磁电压 电压响应时间 v 0.1S 允许强励持续时间 10s 满载励磁电流 237A 满载励磁电压 181V 1.7结构要

10、求： 汽轮机本体结构设计性能 1.7.1 一般情况及检测保护 1.7.1.1汽轮机及所有附属设备应是可靠的、成熟的、先进的，并具有制造相同容量机组的 成功运行经验，不使用试验性设计和部件。 1.7.1.2 机组设计中充分考虑防止意外的超速及汽缸进冷水、冷汽、着火和突然振动的防护 措施。防止汽机进水、进冷蒸汽的规定符合 DL/T834-2003火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸 汽导则的要求。 1.7.1.3 汽轮机本体设有安全监视仪表（TSI），随机供给国产成熟可靠产品。并设有与DCS 系统的通讯接口，具有在线显示及修改参数的能力。 1.7.1.4卖方根据各种可能工况下均保证安全经济运行的操作方式提

11、供汽轮发电机组各参数 测点布置，提供满足自动调节和保护要求的成套检测和控制设备，并保证本体成套供应的仪 表、控制设备和元件，不含水银等有害物质，不得选用国家已发布的落后淘汰产品。 1.7.1.5 汽轮机主蒸汽压力范围：3.43 0.2MPa,温度范围：420445C。 1.7.1.6 汽轮机背压（可调）压力范围：1.18 0.15MPa。温度范围： _ _ C 1.7.1.7采用定压启动、停机方式，制造厂提供机组在冷、热状态下启动的启动曲线及正常 停机曲线。 1.7.1.8对所有连接到汽轮机汽缸上的高温管道，制造厂提出允许的推力、力矩范围值。 1.7.1.9制造厂提供供热负荷调节说明，供热中断

12、故障保护和各种典型工况的热平衡图、热 耗及出力修正曲线。 1.7.1.10 各轴承进、出口均装设测量油温的Pt100型金属温度计，并有超限报警功能。 1.7.2汽轮机转子和叶片 1.7.2.1汽轮机转子充分消除残余热应力。 1.7.2.2 完工后的转子应在制造厂内做动平衡试验。 1.7.2.3 汽轮机转子出厂前应做超速试验，试验转速为额定转速的120% （不超过），持续时 间2分钟（只进行一次）。 1.7.2.4 汽轮机与发电机之间的装配设计及连接装置由卖方负责，转子和联轴器应设计成能 承受由发电机短路或电网中其它特定扰动造成的运行条件。 1.7.2.5 转子相对推力瓦的位置设标记，能容易的确

13、定转子的位置。 1.7.2.6 所有叶片设计应是成熟的、精确的，并充分考虑最大供热工况对叶片的应力要求， 使叶片在允许的周波变化范围内不致产生共振。 1.7.2.7叶片组有防止围带断裂的措施，叶片和隔板材质有较好的抗氧化腐蚀能力。 1.7.2.8 叶根安装尺寸应准确，具有良好的互换性。 1.7.2.9 汽轮发电机组共同轴系临界转速应有足够余量避开额定转速。 1.7.3 .汽缸 1.7.3.1汽缸铸件应彻底消除残余内应力，汽缸设计满足汽轮机在启动、带负荷、连续稳定 运行及停机冷却过程中，因温度梯度造成的变形最小，并始终保持正确的同心度。 1.732 汽缸上设有完备的压力、温度测点系统，位置正确，

14、满足运行维护，集中控制和试 验的要求。 1.733汽缸前、后汽封及隔板汽封有适当的弹性和推挡间隙，以保证不损伤转子或导致大 轴弯曲。 1.7.3.4汽缸设计应能承受一切正常和危急使用情况下的负荷，允许的管道推力和力矩以及 温度引起的热位移。 1.7.3.5 为便于装配和拆卸，制造厂应提供顶开螺栓、起吊环、吊环螺钉、导向销等必要的 专用工具。 1.7.4轴承及轴承座 1.741主轴承的形式应确保不产生油膜振荡，具有良好的抗干扰能力。 1.7.4.2 检修时不需要吊开汽缸和转子，所有轴承均能方便的取出或更换。 1.7.4.3 轴承设有必要的位移、温度、振动测点。 1.7.4.4 各轴承在任何运行工

15、况下回油温度不大于65C。 1.7.4.5推力轴承能持续承受在任何运行工况下所产生的双向最大推力。 1.7.5主汽门及配汽机构 1.7.5.1主汽门具有检修后单独试验开、闭的装置及阀门遮断装置。 1.7.5.2 为减小机组启动时的应力，机组启动时，调速汽门的预启阀开启，机组能全圆周进 汽。 1.7.5.3主汽门的材质应能满足与其相连接管道的焊接要求，并提供接口不配合时采用的过 渡管件。 1.7.5.4制造厂应提供主汽门支架及相关安装图。 1.7.6保温及油漆 1）卖方对汽轮机本体设备进行保温设计，并提供保温设计及材料说明书。 2 ）保温层设计应便于汽轮机维护及检修。 3）正常运行当环境温度为2

16、7C时，汽轮机本体保温层及罩壳外表面温度不应大于50C 1.7.7辅助系统 1.7.7.1润滑油系统 1 ）机组的润滑系统能确保机组的启动、停机及正常运行和事故状态的供油要求。 2 ）油箱附属设备应设有注油器、排烟装置，油位指示器，可抽洗的滤网等。 3 ）汽轮机冷油器在冷却水进口水温 34C件下，能确保满足汽轮机安全、经济运行的需要； 冷油器断水时机组能安全停机，保证机组安全惰走的要求，此时润滑油油箱中的油温不应超 过 79C。 4） 油箱在机组甩负荷时能容纳全部回油，温度不高于75C。 5）采用集中油站方式成套供油系统。 1.7.7.2油箱事故排油口能满足失火时避免事故扩大，迅速排油的需要。

17、 1.7.7.3汽封系统：卖方随主机供给汽封加热器、冷却轴封蒸汽，回收工质。 1.7.7.4 疏水系统：能将汽轮机启动停机及低负荷运行时，汽轮机本体及管道内凝结的凝结 水疏走。 1.7.7.5 盘车装置：随主机供给的盘车装置在机组冲转后，能自动脱开并锁定，投入和脱开 均不发生撞击。 1.7.8保安系统 1.7.8.1汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，危急保安器动作转速为额定转速的110 112%。 1.7.8.2 当机组达到额定转速的110112%（即33003360rpm,可调）、润滑油压降至允许 最低值、油箱油位降至设定的低限、轴向位移达到允许最大值、位移轴承油温达到75C中的 任何一项时

18、，发出停机信号并自动停机。 1.7.8.3机组设有轴向位移、胀差、振动、转速、热膨胀、油箱油位等有关监测指示。 1.7.8.4当机组的轴向位移、胀差、轴承温度、油位、油压等超过整定的规定值时，能发出 报警信号。 1.7.8.5 在额定参数工况下，机组甩负荷时调节系统能维持机组空转。 1.7.9汽轮机出厂前按国家标准对转子进行动平衡试验，试验前七天通知买方派员参加，随 机提供试验报告及合格证复印件。 1.8设备性能要求 1.8.1汽轮机 1.8.1.1在技术附件和合同规定的文件中（包括图纸、计算、注释、使用手册等），都采用国 际单位制（SI）;合同执行期间，文件和来往信函使用中文书写，所有图纸应

19、尽可能提供Autocad 电子版。 1.8.1.2卖方提供的设备应能满足人身安全和劳动保护要求。 1.8.1.3 汽轮机本体设备基本性能符合 GB/T5578-2007及DL/T892-2004的规定，在额定工况 下应能安全、连续、稳定运行，发电机输出额定功率12MW，满足热负荷变化引起的负荷变化 需要。 181.4 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况而不受损坏。 1）汽轮机能承受发电机出口母线突然三相短路或单相短路重合闸或非同期合闸时所产生的扭 矩。 2）当汽轮机负荷从100灿至零时，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，允许空转时间不少于15分钟。 3 ）汽轮机在试运

20、行期间，在额定转速下空负荷运行时间可以满足电气试验所需的时间，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。 4 ）机组在整个寿命期间内在周波 48.551.5Hz的范围内，汽轮发电机组具有从最大负荷到 允许最低负荷下连续、稳定运行的能力。 5 ）汽轮机主要零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不低于30年，寿命期内汽轮机能承 受各种状态的启停次数、启动时间为： 启动方式 冲转时间min 允许启动次数 冷态启动 60 三150次 温态启动 30 三1000次 热态启动 20 三3000次 1.8.1.5 汽轮机大修周期为4年。年可利用小时数不低于8000小时。 1.8.1.6 汽轮机调

21、速系统采用低压数字电液调节系统，该系统由DEH控制系统、电液转换器、 高压错油门、油动机等部分组成，系统的技术指标如下： 1）转速控制范围：203600rpm,精度土 1rpm。 2 ）转速不等率：4.5 %（36%可调）。 3 ）系统迟缓率：小于0.3 %。 4 ）汽轮机从额定工况甩负荷时，转速的最高飞升小于9%额定转速。 5） DEH控制系统平均连续无故障运行时间大于 25000小时，电液调节系统可用率为99.9 %。 1.8.1.7 .机组允许负荷变化率 1 ）从10050%额定负荷不小于5%/min。 2 ）在50%额定负荷以下不小于3%/min。 1.8.1.8 背压排汽 1 ）本汽

22、轮机背压排汽（可调）额定压力1.18MPa,排汽量范围90185t/h。汽轮机排 汽参数可调范围符合GB/T754-2007的要求。 2 ）排汽压力、流量的调整范围应能满足热用户工业生产用汽的需要。 1.8.1.9 汽轮机在额定转速和正常负荷下运行时，各轴承振动在垂直和水平方向上的双幅值 不大于0.03mm转子轴系在临界转速时轴承座上测量双振动值不大于0.15mm 1.8.1.10当汽轮机负荷从100%甩至零时，调节系统能自动控制汽轮机转速，确保汽轮机能 自动降至同步转速，防止机组脱扣。 1.8.1.11机组作超速试验时，在112%额定转速时任何部件均不超过规定应力标准，各轴承 振动值均不大于

23、保证值0.05mm 1.8.2发电机 1.8.2.1发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却介质条件下，机端连续输 出额定功率为12MW发电机最大连续输出功率与汽轮机的最大连续输出功率相匹配，长期连 续运行时各部分温度（温升），不超过GB/T7064-2008中规定数值。发电机的输出功率与汽轮 机调节阀全开（VWO工况的输出功率匹配。 1.8.2.2 发电机定子额定电压为10.5kV，额定功率因数为0.80（滞后）；额定转速为 3000r/min，额定频率为50Hz, 1.8.2.3发电机冷却方式为空冷。 1.8.2.4 发电机具有失磁后短时异步运行，进相运行，调峰运行和不对称运行的

24、能力。 1.8.2.5 发电机的励磁型式：采用自并励静止整流励磁系统。 1.8.2.6 发电机的可用小时：年可用小时不小于 8000h，年等效利用小时不小于7000h，大修 间隔不少于八年，小修间隔每年一次。发电机的可用率不低于 99%，强迫停运率小于0.5 %。 1.8.2.7 所使用的单位为国家法定计量单位制。 1.8.2.8 发电机使用寿命不少于30年。 1.8.2.9 我方提供的电气设备在技术上是先进的，且方便操作；质量上是可靠的，且是节能产 品；发动机是经过确认的，不使用试验产品和试制产品，所有设备应有在电厂中使用的业绩， 且是可靠的和低维护的，并保证人身安全。 1.8.2.10 整

25、套机组能承受地震烈度6度 1.8.2.11定子出线端数目6个；发电机旋转方向：由汽轮机向发电机端看为顺时针方向。 1.8.2.12 转子汽端轴接地碳刷用两个。 1.8.2.13 发电机采用分离式座式轴承，轴承有可靠的挡油结构，保证发电机后轴承不漏油。 1.8.2.14 转子碳刷用D172,恒压弹簧的压力为 0.110.12MP并配备加热装置以保证停机时机内相对湿度低于 50%。 5 ）发电机测量装置的配置如下：（Pt100均为三线制） 6只电阻测量元件PT100沿定子铁心圆周均布，放置在绕组层间，检测定子温度； 6只电阻测量元件PT10Q沿定子铁心圆周均布，放置在铁心层间，检测定子铁心温 度;

26、 每个轴承出油口处装有1只带电接点的指针式温度计（WSSX-40），现场观测油温或接 信号； 每个轴瓦装1只金属温度计（Pt100）; 2只电阻温度计PT100,遥测发电机进风温度，安装在冷风道里； 2只电阻温度计PT100,遥测发电机出风温度，安装在热风道里； 2只带电接点温度计，现场观测发电机出风温度或接信号（WSSX-40）； 转子汽端设有接地碳刷装置，使转轴良好接地，有效地防止有害的轴电流和轴电压； 空气冷却器下的基础中装浮子开关（FK）,供检测空气冷却器漏水用，配线用户自行 设计。 定子铁芯、绕组层间热电阻采用双支三线制。所有测温元件接线均引至发电机本体接线 盒，测温元件的引线用聚四

27、氟乙烯绝缘的铜屏蔽引线，每支测温元件接线独立引出，定子线 圈测温元件的温度限值为小于155C。 1.8.2.18该机组为自然通风冷却，不需提供碳刷架下部基础的进出风管路结构尺寸。 1.8.2.19转子风叶采用后倾的风扇。风扇采用优质钢焊接而成，用力矩扳手控制固紧力 1.8220转子振动满足国标GB/T7064-2008的要求。发电机轴承测振装置预留开孔条件，并 与汽轮机厂配合，由汽轮机厂统一考虑轴承振动的一次测振元件。 1.8.2.21发电机采用轴承内置双绝缘，在转子汽端有接地装置，使转轴良好接地，有效地防 止有害的轴电流和轴电压。 1.8.2.22空气冷却器的设计满足即使一组冷却器因故停用时

28、，发电机仍能承担75%定功率 连续运行，而不超过允许温升。空冷器进水温度按 33C设计，工作压力不低于0.17MPa,试 验水压不低于工作水压2倍，历时15mi n。 1.8.2.23发电机定子、转子各部分温度和温升限值，轴承排油温度、轴瓦金属最高温度均符 合国标GB/T7064-2008中的规定。 1.8.2.24 发电机各部位允许振动值：当汽轮发电机在额定转速下联轴运转时，轴承座振动按 GB/T7064-2008表格中范围 A的良好标准作为保证值：即轴承座振动限值（速度）不大于 3.8mm/s，过临界转速时，不大于11.8mm/s；轴振相对位移限值（峰-峰值）不大于0.08mm 轴振绝对位

29、移限值（峰-峰值）不大于0.1mm 1.8.2.25发电机具有进相运行能力，发电机能在进相功率因数（超前）为 0.95时长期运行。 1.8.2.26在发电机失磁的情况下，在电网条件允许时发电机能带50%定有功功率稳态异步 运行1530分钟。 1.8.2.27定子绕组端部及引线固有振动频率，满足JB/T8990-1999标准要求。 1.8.2.28发电机各部分结构强度在设计时考虑能承受在额定负荷和1.05倍额定电压下运行 时，所发生的任何形式的突然短路事故而不发生有害变形。发电机定子绕组能从额定条件下 稳定温度开始，在130%定电流下运行不少于1分钟。 1.8.2.29定子绕组能承受下列短时过电

30、流运行时不发生有害变形。 过电流时间（秒） 10 30 60 120 额定定子电流（% 220 154 130 116 转子绕组具有下列短时过电压能力 过电压时间（秒） 10 30 60 120 额定励磁电压（% 208 146 125 112 1.8.2.30 根据JB/T8446-2005标准要求进行旋转状态下，转子匝间短路的判别，并提供试验 报告。 1.8.2.31 定子绕组交直流耐压试验、定子铁芯温升试验等，提供试验报告 附发电机结构说明： 攀钢集团重庆钛业有限公司 75kt/a硫酸法钛白技术改造升级搬迁项目 发电机采用卧式双层单支撑结构，主要由定子、转子、后轴承、底板、励磁系统等组成

31、。 发电机通风冷却方式为密闭自循环空气冷却，冷却器置于底板下部机坑内。 发电机本体： （1）定子机座采用钢板焊接，为了便于嵌线及检修，机座伸至两端铁芯端板处，机座纵 向由四块壁板构成进出风区，其外以外罩板覆盖，并以两侧焊以吊攀，整个机座结构轻巧牢 靠。 （2）定子铁芯用优质扇形0.5mm冷扎硅钢片叠压而成。扇形片两面涂有绝缘漆膜，铁芯 沿轴向分成多档，每两档铁芯间有工字形通风槽钢支撑，构成径向通风沟。铁芯通过轭背部 的鸽尾槽，周向固定在机座的支持筋上。铁芯沿轴向固紧采用压圈与外机壁焊接固定结构。 （3）定子线圈采用篮型半线圈。线圈由裸铜扁线和双玻璃丝包扁铜线间隔叠成，线圈绝 缘是用粉云母带连续

32、包扎模压成型的结构，并进行防晕处理。线圈端部由三角形环氧酚醛玻 璃布板支架、电工无纬带绕制成的端箍及层间环形垫条用无碱带绑扎而成，上层直线段末及 上层鼻端处用涤纶护套玻璃丝绳进行绑扎，形成一个坚固的整体。定子在非传动侧有6根出 线铜排。 （4）转子用整体优质合金锻件，在本体上铣出幅向嵌线槽。并开有通风槽，以加强转子 线圈端部的冷却。 转子槽绝缘采用玻璃坯布和粉云母箔烘压而成的复合绝缘。护环下绝缘及端部固定间隔 块均采用环氧酚醛玻璃布板材料加工成的垫块塞紧，然后采用烘压工艺形成一个结实的整体。 转子槽楔采用硬铝合金。护环为非磁性钢合金锻件，且钻有适量的通风孔，以冷却转子 线圈端部。 转子两端装有

33、叶片后倾的离心式风扇。风扇采用优质钢焊接而成。 （5）铸铁端盖分为内、外端盖并左右分开，挡风板把合在内端盖上。端盖上设有视察窗、 灭火管以及气密封装置等。？底盖为钢板焊接，同样设有灭火管。非传动端的底盖上装有出线 板，以支持定子的六个出线铜排。 （6）轴承采用压力油强迫循环的滑动轴承， 能自动调心的球面轴瓦。轴承座由铸铁制成， 两端面轴承盖上装设有挡油板。轴承座顶部装有均衡油腔内压力的通风螺塞。轴承座下面及 法兰处，垫有绝缘以防轴电流通过。 （7）底板为分体式底板。 （8）发电机定子埋设有测量线圈与铁芯温度的电阻测温元件。 端盖、机座上装有测量进出口风温的双金属温度计。 在机座出风口处另装有测

34、量出口风温的电阻测温装置，轴承出油管处亦装有带远传的温 度计。 （9）为预防轴电流和轴电压，在传动端的发电机转轴上装设有接地电刷。 （10）发电机采用径向双流式通风系统，机座由中壁隔成一进二出的风区。铁芯沿轴向 分段，设有径向风道，由装在转子两端的离心式风扇供给压力，对电机进行冷却。 1.8.3发电机励磁系统 采用自并励静止可控硅励磁系统。 1.8.3.1当发电机的励磁电压和电流不超过其额定值的1.1倍时，励磁系统保证自动、无死 区连续运行。 1.8.3.2 励磁系统具有短时过载能力，强励倍数玄 2.0，允许强励时间为10s，励磁系统电压 响应时间v 0.1S。 1.8.3.3 励磁系统应保证

35、发电机静差率土 1 %,励磁系统稳态增益应保证发电机静差率达到要 求。 1.8.3.4自动励磁调节器能在发电机空载额定电压的 10%-110%范围内进行稳定平滑地调节， 电压分辨率不大于额定电压的 0.20.5%，手动励磁控制单元保证发电机励磁电压能在空载 额定励磁电压的20%到额定励磁电压的110%进行稳定平滑地调节。 1.8.3.5 电压频率特性，当发电机空载、频率变化土1%，端电压变化不大于额定值的 0.25 %。在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器的调压速度，不大于1%额定电压每 秒，不小于0.3 %额定电压每秒。 1.8.3.6发电机转子回路应装设有过电压保护，该保护装置的动作电压

36、值高于强励后灭磁和 异步运行时的过电压值，同时低于转子绕组出厂工频耐压试验幅值的70%。励磁装置可控硅 元件以及其他设备能承受直流侧短路故障、发电机滑极、异步运行等工况而不损坏。 1.8.3.7 机端励磁变压器应采用三相干式变压器、树脂绝缘、带外壳，按自然冷却设计，温 控、温显，容量满足强励及发电机各种工况的需要。励磁变压器保证高压侧加10.5kV厂用电 时，能满足发电机进行空载、短路特性试验的要求。 1.8.3.8自动电压调节器（AVR）为微机式。性能可靠，并具有微调节和提高发电机暂态稳定的 特性。自动电压调节器还具有过励限制、低励限制、电压 /频率比率限制、电力系统稳定器等 附加功能单元。

37、具有与 DCS系统通讯接口，通讯协议待 DCS招标后确定。具有在线显示和修 改参数的能力。该装置应具有抗干扰性。 攀钢集团重庆钛业有限公司75 kt / a硫酸法钛白技术改造升级搬迁项目 1.839 为了保证电压调节器（AVR）的可靠工作，设置两套同时工作，全容量互为备用，一套 故障时自动切除，并发出报警，且不影响另一套的正常工作状态。同时还设有独立的手动调 节通道作为备用，并能实现自动跟踪。手动调节应有必要的监视指示。当自动励磁调节装置 故障时（包括发电机端电压反馈信号消失时）能自动切换到手动装置。也允许从手动装置切换 到自动装置。所有切换应保证对发电机正常运行无扰动。 1.8.3.10 手

38、动励磁调节装置能零起升压，调节范围：0110%，并在调节范围内稳定平滑调 节，以满足发电机试验的要求。 励磁系统中的功率整流器，有 50%支路退出运行时，保证包括强励在内的所有运行工况 所需励磁电流。 1.8.3.11空气冷却的整流柜，采用可靠的低噪风机，并有备用风机，运行中风机故障时，备 用风机能自动投入。 采用风冷的可控硅整流装置和AVR装置应能在-10C+40C的环境温度下连续正常运 行，也能在最湿月的月平均最大相对湿度为 90%，同时该月的平均最低温度为25C的环境下 连续正常运行。 1.8.3.12 AVR中具有恒电压、无功功率、功率因数、恒电流四种控制方式的自动调节。AVR 采用装

39、置本体的直流稳压电源应可靠，要求有两路独立的外加电源并列运行；AVR满足 GB/T17626电磁兼容试验和测量技术中抗电磁干扰试验要求。 1.8.3.13 励磁回路中，装设性能良好、运行可靠的自动灭磁装置。 1.8.3.14 励磁系统各部件设备及柜屏应能适应电厂灰尘、振动等环境条件。 1.8.3.15 励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数不大于0.25次/年，励磁系统强行切除率 不大于0.1 %。 1.8.3.16 控制电压为直流220伏。 1.8.3.17 静止励磁系统自带启励装置，启励电源为交流380V和直流220V。 1.8.3.18 励磁系统故障引起的发电机强迫停机率不大于0.1%。与

40、综合自动化后台系统实现 完备“四遥”（遥测，遥信，遥控，遥调）功能；过励限制、过压保护、U/f限制、低频保 护、低励保护，PT断线闭锁等保护功能；故障自检、停风、超温、微机或电源切换等报警。 1.9设备仪电控要求 1.9.1按国家标准随机供应监测，TSI （转速、轴位移、相对膨胀、热膨胀、振动、油箱油位、 油动机行程、危急遮断器电指示）等相关仪表。 1.9.2汽轮机所有自动控制系统采用国产一流品牌且在此行业中有优秀业绩，如杭州和利时、 南京科远(主要包括汽轮机本体监控系统(TSI )、汽轮机电液调速系统(DEH、汽轮机跳闸 控制系统(ETS以及汽轮机相关的其他外围设备)。实现汽轮机的全自动化运

41、行且能够和买 方DCS系统通讯，在DCS!可显示汽轮机的运行和控制状态。 1.9.3汽轮机电液调节系统(DEH (1) DEH控制系统由汽机厂配套并且为技术总负责，选用在同类型机组有成功设计配 套和运行经验的全套控制系统，含 DEH操作员站与DEHX程师站。 (2) 电液控制系统至少应包括以下功能，但不限于此： a、汽轮机转速和负荷控制，包括转速、转速变化率，负荷及负荷变化率设定和控制。转 速控制：自动/半自动/手动启动、启动条件、升速、降速、暖机、快速通过临界、保持等。 转速控制范围：403360r /min、精度：土 1.0r/min。 b、超速试验 c、阀门控制及限制 d、滑压控制 e、

42、机组甩负荷控制 f、汽机运行工况监视，控制参数可在线调整 g、汽机自启/停功能 h、与外部通讯接口。 i、负荷控制：范围0100%精度w 1獅定负载 (3) DEH系统应具有以下几种控制方式： 手动控制、操作员自动、自动汽机控制。 (4) DEH应满足机组各种启动方式，能适应冷态、温态、热态、极热态工况下的各种启 动要求。 (5) DEH系统的控制范围，从盘车-冲转-升速-并网带负荷。 (6) DEH应为机组控制系统实现“一体化”提供条件。当DEH与 DCS硬件不同时，DEH 应留有与机组DCS汽轮机TSI等的通讯接口，并可采用硬接线方式。卖方有责任与其他厂 家配合，完成DEH系统与相应设备的

43、接口工作。 1.9.4汽轮机监视系统(TSI) (1) TSI装置由卖方成套供货。要求监测项目齐全、性能可靠，与机组同时投入运行。 (2) 汽轮发电机组安全监测保护装置所需要的信号，由卖方提供，以使保护系统具有统 一性和完整性。卖方负责协调与发电机在整个轴系上的监测保护点，使用相同的设备。保护 装置及其输出到指示仪表或 DCS勺信号应准确可靠。 (3) 模拟量信号应为420mAD统一输出信号。 (4) 控制、报警、保护等开关量接点，要求能各送出2付无源接点，接点容量为220VDC 1A 或 220VAC 3A (5) TSI装置留有与DCS系统通讯接口，与汽机电调(DEH、常规保护等接口。 (

44、6) TSI装置至少应包括如下功能，但不限于此： a、转速测量：量程一般为 05000r/min，有0转速档可控制自动盘车。 b、轴振动，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。 c、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。 d、汽缸与轴承座的相对膨胀：测量汽缸的热胀值，可连接指示、记录、报警、保护。 e、轴向位移：通过对大轴位移进行监测，可连接指示、记录、报警、保护等。 f、油箱油位。 1.9.5汽轮机紧急跳闸系统(ETS 汽机ETS纳入到DCS中。控制逻辑在DCS中完成。卖方应提出汽轮机方面危急遮断的技 术保护要求及跳闸条件，

45、提供汽轮机方面检测的一次元件、 在线实验部件和必须的跳闸部套， 负责与汽轮机本体的衔接与协调等工作。卖方应以文件形式对所供设备提供详细的技术规范 (包括技术要求、供货范围、设备规范、设计分工、资料交换等)。 1.9.6汽轮机本体仪表和控制 (1、卖方应提供完整的热工检测及控制系统资料，详细说明对汽轮机的测量、控制、联 锁、保护等方面的要求。 (2) 卖方应提供详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的报警值及保护动作值。 (3) 随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国际标准，不得选用国家宣布 的淘汰产品。测温元件的选择必须符合控制监视系统的要求，并根据安装地点满足防爆、防 火、防水、防

46、腐、防尘的有关要求。 (4) 汽机本体所有测点必须设在具有代表性、便于安装检修的位置，并符合有关规定。 (5) 所有热电阻(Pt100铂热电阻)采用双支。 (6) 安装于轴承箱内的所有由检测元件至接线盒的连接导线均需选用耐油、耐高温防火 的绝缘导线。 (7) 用于远传的开关量参数，过程开关的接点容量至少应为220VDC 1A或 220VAC 3A 攀钢集团重庆钛业有限公司75 kt / a硫酸法钛白技术改造升级搬迁项目 接点数量满足控制要求。 （8） 卖方提供的仪表设备和控制系统的防护等级，一般室内为IP54;室外为IP67。 （9） 安装在本体范围内的电调系统的主信号-转速应留有足够的数量，

47、以满足“ 3取2” 的控制要求，保证电调系统的稳定可靠。 （10）随汽轮机本体提供的仪表及控制设备的接线要求引至汽轮机本体接线盒。并在接 线盒中留有接屏蔽线的端子排。提供汽轮机金属壁温测量位置，应满足安装维修要求。 （11）从汽轮机本体的安全出发，卖方应提供汽机启停及运行对参数监视控制的要求。 （12）应有现场转速监视仪表，其传感器需单独设置。 1.9.7控制方式：可进行远程控制和就地机旁控制，“远程/就地”选择开关设置在控制柜柜 面上。 1.9.8卖方提供现场380V低压配电柜，为DEH TSI等控制设备提供电源。 1.9.9现场安装的控制柜的防护等级能够满足 GB4208-2008标准的要

48、求，不得低于IP54 ;集 控室内安装的控制柜的防护等级能够满足 GB4208-2008标准的要求，不得低于IP40。 1.9.10汽轮机相关的所有仪表、接触器、开关等电器元件以及自动化设备采用国产一流品牌， 如川仪集团、京仪集团、江苏凯帆、北京北兀等同等档次的品牌。 1.9.12热工系统应考虑预留微机监测管理系统的相应接口。 1.10设备噪声要求 在距汽轮机本体罩壳1m处测试噪音不大于90db,其它辅助设备不大于85db。 励磁系统控制柜噪音不大70 dB（A）。 1.11设备涂漆（仅供参考，以卖方实际为准） 1.11.1汽轮机产品油漆的技术要求 1.11.1.1汽轮机所有零件、部件的所有不

49、加工表面，除有特殊要求，一般均需要涂漆。试验 部套如油路系统、调节系统零件内部不加工表面一般在试验前完成涂漆施工，试车部套零件 一般应于试车完成后再予涂漆。非试车部套在装配完成后，应立即进行清理后再进行涂漆工 作。 1.11.1.2汽轮机设备有耐油、耐水、耐热等特殊要求时，应采用相关的油漆材料或其它防护 措施。 1.11.2产品涂漆前的表面要求 1.11.2.1零部件涂漆前，上道工序必需除净浇冒口、飞边、凸起物等，金属非加工零件的表 面不允许有毛刺及锐边。 1.1122铸件应进行喷丸处理，必需彻底清除型砂及氧化皮。焊接件经喷砂或喷丸后，必须 彻底清除焊渣、氧化皮等。铸件焊接件接以上要求清除干净

50、后，应立即涂上配套底漆。 1.11.2.3加工后的零部件非加工表面应去除铁屑及油污等物。 1.11.2.4涂耐油漆的零部件表面，必须彻底清理干净，见到金属本色才能涂耐油漆。 1.11.2.5产品零部件涂漆前的表面质量应达到JB 4058的要求。 1.11.3装饰性涂漆的工艺要求 1.11.3.1涂漆工作必须涂配套底漆。 1.11.3.2铸件表面的凹陷处应先用填坑腻子进行填补。 1.11.3.3刮涂腻子每层一般不超过0.5mm每刮涂一次均需要在上层干燥后再进行，腻子层 要求基本磨平，待干燥后才可转入下道工序。 1.11.3.4各种涂料必须配套使用。 1.11.3.5喷面漆一般在相对湿度小于70%

51、勺环境下进行，当相对湿度超过 70%寸，应采取防 白措施（如加入防潮剂等）方可施工。 1.11.4非装饰性涂漆可不刮腻子。 1.11.5油漆材料要求 1.11.5.1汽轮机主机、辅机及调节等设备的油漆涂层，主要有过氯乙烯、硝基漆、醇酸漆等 均需配套使用。当选用其它漆种时，其主要技术性能指标不能低于本规定的漆种。 1.11.5.2底漆：选择用的铁红过氯乙烯、铁红醇酸底漆质量符合ZB G51065 ZB G5101Q当 选用其它底漆时，其防锈能力不能低于上述底漆。 1.11.5.3腻子：选用的过氯乙烯腻子、醇酸腻子，质量要符合ZB G51066 ZB G51040的要 求。 1.11.5.4二道底

52、漆：选用的过氯乙烯二道底漆、醇酸二道底漆，要求其与腻子及面漆间的附 着力良好。 1.11.5.5面漆：选用的面漆质量要符合相应的标准。 2.3.6各种油漆需要稀释时，必须使用该类的专用或通用稀释剂。 1.12标志、包装及运输 1.12.1标志 设备外表面安装设备铭牌，铭牌上注明设备相关如：设备型号、规格、产能、功率、效 率、生产厂家、出厂编号等设备技术参数。 1.12.2包装运输 1.1221汽轮发电机组的运输必须满足 JB/T 5000.13的规定。 1.1222设备在运输过程中发生的损坏或丢失，由卖方自行负责。 1.12.2.3到货地点：重庆巴南麻柳沿江开发区钛白项目施工现场。 1.12.

53、2.4汽轮发电机组分为封闭包装、裸装和捆装等。装箱时零部件在箱内应固定牢固。裸 装时外露加工表面应进行防腐处理，并用油纸或塑料薄膜包扎，防腐有效期不少于1年 1.12.2.5封闭包装箱外壁上应有明显的文字标记，其内容包括：发货站及发货单位名称；收 货站及收货单位名称；合同号及产品名称、型号；毛重、净重、箱号及外形尺寸；起吊作业 标志和储运图示标志。 1.12.2.6裸装时应在明显位置有文字标记并符合GB/T 191的规定。 1.12.2.7包装时应具有防止变形挤坏的安全措施。 1.12.2.8电控柜、仪表柜应与设备分开单独装箱。 1.12.2.9仪表元件应单独包装并采取防水、抗压、抗震措施。

54、附件2卖方所供设备的技术规格及功能描述 2.1总体描述 工作原理 进入汽轮机的具有一定压力和温度的蒸汽，流过由喷嘴、静叶片和动叶片组成的蒸汽通 道时，蒸汽发生膨胀，从而获得很高的速度，高速流动的蒸汽冲动汽轮机的动叶片，使它带 动汽轮机转子按一定的速度均匀转动。 2.2设备性能 2.2.1汽轮机主要性能数据汇总表（请卖方填写，但不限于此） 序号 项目 数值 单位 备注 1 型号 2 额定功率 12 MW 3 汽轮机转速 r/mim 4 汽轮机转子临界转速 r/mim 5 转子旋转方向 6 汽轮机额定/最大进汽量 t/h 7 主汽门前进 汽压力 正常 MPa 最高 最低 8 主汽门前进 汽温度 正

55、常 C 最高 最低 9 额定背压排汽压力 MPa 10 额定背压排汽温度 C 11 给水回热级数 12 最终给水温度 C 13 汽轮机汽耗计算值/保证值 kg/kWh 14 汽轮机热耗计算值/保证值 kj / kWh 15 汽轮机额定转速下最大允许振动值 mm 16 汽轮机在临界转速下最大允许振动值 mm 17 汽轮机本体 主件重量 转子 t 汽缸上半起吊重量 本体部分 最大安装起重量 t 最大检修起重量 t 18 汽封加热器 型号 工作蒸汽压力 MPa 工作蒸汽温度 C 冷却水量 t/h 最大冷却水量 t/h 冷却水最大压力 MPa 19 油路系统 润滑油压 MPa 润滑油量（包括发电机轴承

56、） L/min 润滑油进油温度 C 润滑油回油温度 C 润滑油最高允许回油温度 C 调节油压 MPa 脉冲油压 MPa 最低允许油压 MPa 注油器出口压力 MPa 主油箱容积 3 m 主油箱油位允许升降范围 m 20 冷油器 型号 数量 台 冷却面积 m 冷却水耗量 t/h 冷却水压 MPa 最大允许水压 MPa 21 高压启动油 泵 型号 流量 m/h 扬程 m 效率 % 配用电机型号 配用电机功率 kW 22 交流润滑油 泵 型号 流量 nVh 扬程 m 效率 % 配用电机型号 配用电机功率 kW 23 直流润滑油 泵 型号 流量 nVh 扬程 m 效率 % 配用电机型号 配用电机功率

57、kW 24 轴承进油温度 C 25 轴承回油温度 c 26 轴承温度 c 调节保安润滑系统的主要数据；汽轮机排汽压力及温度报警、停机值；汽轮机油压及轴 承温度等报警、停机值等。 222发电机技术数据表 序号 名 称 单位 设计值 试验值 保证值 备注 1 规格型号 发电机型号 QF2-12-2Z 额定容量S N MVA 15000 额定功率P N MW 12000 额定功率因数 CO N 0.8 定子额定电压U N kV 10.5 定子额定电流1 N A 825 额疋频率f N Hz 50 额定转速n n rpm 3000 空载励磁电压Uf o V 72.6 空载励磁电流If o A 96.1

58、 额定励磁电压Uf N V 181 额定励磁电流If N A 237 定子线圈接线方式 Y 冷却方式 空气冷却 印 励磁方式 静止可控硅励磁 2 参数性能 定子每相直流电阻（75 C） Q 0.0186 转子绕组直流电阻（75 C） Q 0.641 定子每相对地电容 yF A相 0.11 B相 0.11 C相 0.11 转子线圈自感 H 5.29 漏磁电抗Xc % 10.83 直轴同步电抗Xd % 183.94 横轴同步电抗Xq % 183.94 直轴瞬变电抗 Xdu（不饱和值） % 23.46 直轴瞬变电抗Xd（饱和值） % 21.11 横轴瞬变电抗Xqu（不饱和值） % 23.46 横轴瞬

59、变电抗Xq（饱和值） % 21.11 直轴超瞬变电抗Xdu（不饱和值） % 14.8 直轴超瞬变电抗 Xd（饱和值） % 13.33 横轴超瞬变电抗Xqu（不饱和值） % 14.8 横轴超瞬变电抗 Xq（饱和值） % 13.33 负序电抗X 2u（不饱和值） % 17.1 负序电抗X 2（饱和值） % 16.27 零序电抗X oU（不饱和值） % 7.4 零序电抗X o（饱和值） % 7.03 定子三相短路时电流瞬变分量时间常数 T d 0.948s 定子三相短路时电流超瞬变分量时间常数 T d 0.118s 定子开路时转子绕组的时间常数Tdo sec 8.26 直轴开路瞬变时间常数 Tdo

60、sec 8.26 横轴开路瞬变时间常数 Tqo sec 0.92 直轴短路瞬变时间常数 Td sec 0.948 横轴短路瞬变时间常数 Tq sec 0.105 直轴开路超瞬变时间常数Tdo sec 0.187 横轴开路超瞬变时间常数Tqo sec 0.187 直轴短路超瞬变时间常数Td sec 0.118 横轴短路超瞬变时间常数Tq sec 0.118 转动惯量GD2 tm2 2.3 短路比SCR 0.6 稳态负序电流1 2 % 10 暂态负序电流1 22Xt sec 15 允许频率偏差 % 2 允许定子电压偏差 % 5 失磁异步运仃能力 MW 6 失磁异步运行时间 min 15 进相运行能