汽轮机检修方案

PAGEPAGE\*MERGEFORMAT1XJQH-SBB-2013新疆庆华能源集团有限公司CC60-8.83/2.8/0.9汽轮机检修规程2013-00-00发布2013-00-00实施发布新疆庆华能源集团新疆庆华能源集团有限公司CC60-8.83/2.8/0.9汽轮机检修规程编制：审核：审定：批准：目录TOC\o"1-3"\h\z\uHYPERLINK\l"_Toc353449830"第一章工程概况PAGEREF_Toc353449830\h4HYPERLINK\l"_Toc353449831"第一节主要参数PAGEREF_Toc353449831\h4HYPERLINK\l"_Toc353449832"第二节主要部件材质PAGEREF_Toc353449832\h8HYPERLINK\l"_Toc353449833"第三节汽轮机本体设备性能PAGEREF_Toc353449833\h8HYPERLINK\l"_Toc353449834"第四节汽轮机本体结构PAGEREF_Toc353449834\h12HYPERLINK\l"_Toc353449836"第五章汽轮机本体仪表和控制PAGEREF_Toc353449836\h20HYPERLINK\l"_Toc353449837"第六节保温和保温罩PAGEREF_Toc353449837\h26HYPERLINK\l"_Toc353449838"第七节汽轮机辅机凝汽器部分PAGEREF_Toc353449838\h26HYPERLINK\l"_Toc353449839"第二章施工及验收依据PAGEREF_Toc353449839\h28HYPERLINK\l"_Toc353449840"第三章汽轮机本体检修PAGEREF_Toc353449840\h28HYPERLINK\l"_Toc353449841"第一节汽缸的解体PAGEREF_Toc353449841\h28HYPERLINK\l"_Toc353449842"第二节汽缸的检修PAGEREF_Toc353449842\h29HYPERLINK\l"_Toc353449843"第三节隔板、隔板套和喷嘴的检修PAGEREF_Toc353449843\h30HYPERLINK\l"_Toc353449844"第四节汽封检修PAGEREF_Toc353449844\h30HYPERLINK\l"_Toc353449845"第五节滑销系统检修PAGEREF_Toc353449845\h31HYPERLINK\l"_Toc353449846"第六节轴承的检修PAGEREF_Toc353449846\h31HYPERLINK\l"_Toc353449847"第七节扣缸PAGEREF_Toc353449847\h33HYPERLINK\l"_Toc353449848"第八节转子检修PAGEREF_Toc353449848\h34HYPERLINK\l"_Toc353449849"第九节盘车装置PAGEREF_Toc353449849\h36HYPERLINK\l"_Toc353449850"第十节联轴器找中心PAGEREF_Toc353449850\h37HYPERLINK\l"_Toc353449851"第四章发电机本体检修PAGEREF_Toc353449851\h38HYPERLINK\l"_Toc353449852"第一节发电机解体PAGEREF_Toc353449852\h38HYPERLINK\l"_Toc353449853"第二节发电机转子检修PAGEREF_Toc353449853\h38HYPERLINK\l"_Toc353449854"第三节定子检修PAGEREF_Toc353449854\h39HYPERLINK\l"_Toc353449855"第四节机座及端盖检修PAGEREF_Toc353449855\h40HYPERLINK\l"_Toc353449856"第五节轴承及油密封检修PAGEREF_Toc353449856\h40HYPERLINK\l"_Toc353449857"第五章给水泵检修PAGEREF_Toc353449857\h40HYPERLINK\l"_Toc353449858"第一节转子部件检修PAGEREF_Toc353449858\h40HYPERLINK\l"_Toc353449859"第二节转子试装检查PAGEREF_Toc353449859\h41HYPERLINK\l"_Toc353449860"第三节轴承与轴端密封装置检修PAGEREF_Toc353449860\h41HYPERLINK\l"_Toc353449861"第四节泵体组装与调整PAGEREF_Toc353449861\h42HYPERLINK\l"_Toc353449862"第五节附件和加盘根PAGEREF_Toc353449862\h42HYPERLINK\l"_Toc353449863"第六章疏水泵检修PAGEREF_Toc353449863\h43HYPERLINK\l"_Toc353449864"第一节检修工序PAGEREF_Toc353449864\h43HYPERLINK\l"_Toc353449865"第二节检修工艺PAGEREF_Toc353449865\h43HYPERLINK\l"_Toc353449866"第三节诱导轮检修PAGEREF_Toc353449866\h43HYPERLINK\l"_Toc353449867"第四节诱导轮拆装注意事项PAGEREF_Toc353449867\h43HYPERLINK\l"_Toc353449868"第八章风机检修PAGEREF_Toc353449868\h44HYPERLINK\l"_Toc353449869"第一节风机拆卸PAGEREF_Toc353449869\h44HYPERLINK\l"_Toc353449870"第二节叶轮的检修PAGEREF_Toc353449870\h44HYPERLINK\l"_Toc353449871"第三节机壳、挡板及调节装置的检修PAGEREF_Toc353449871\h45HYPERLINK\l"_Toc353449872"第四节轴承箱的检修PAGEREF_Toc353449872\h45HYPERLINK\l"_Toc353449873"第五节大轴的检修工艺PAGEREF_Toc353449873\h46HYPERLINK\l"_Toc353449874"第六节复装叶轮PAGEREF_Toc353449874\h46HYPERLINK\l"_Toc353449875"第七节叶轮转子就位PAGEREF_Toc353449875\h47HYPERLINK\l"_Toc353449876"第八节复装机壳上盖PAGEREF_Toc353449876\h47HYPERLINK\l"_Toc353449877"第九节校正联轴器中心PAGEREF_Toc353449877\h47HYPERLINK\l"_Toc353449878"第九章质量管理措施PAGEREF_Toc353449878\h47HYPERLINK\l"_Toc353449879"第十章施工安全措施PAGEREF_Toc353449879\h48HYPERLINK\l"_Toc353449880"第十一章施工机具 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 PAGEREF_Toc353449880\h48HYPERLINK\l"_Toc353449975"第十二章施工人员计划PAGEREF_Toc353449975\h49第HYPERLINK\l"_Toc353449977"十三章施工进度计划PAGEREF_Toc353449977\h1第一章工程概况CC60-8.83/2.8/0.9汽轮机，由东方电气集团东方汽轮机有限公司制造，机组型式为冲动式、高温、高压、单缸、调整抽汽(无回热)、凝汽式汽轮机。机组由汽轮机缸缸、喷嘴室、叶片、隔板、汽轮机转子、前后轴承座及径向轴承和止推轴承、调节控制系统、保安系统、供油系统以及辅助设备等构成。第一节主要参数1、汽轮机主要数据表序号项目单位数据一机组性能 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 1机组型式冲动式、高温、高压、单缸、调整抽汽(无回热)、凝汽式2汽轮机型号CC60-8.83/2.8/0.93最大凝汽工况MW604额定供热工况下的进汽量t/h4285额定抽汽压力/抽汽量(一抽)MPa.a/t/h2.8/1446最大抽汽压力/抽汽量(一抽)MPa.a/t/h2.8/1607额定抽汽压力/抽汽量(二抽)MPa.a/t/h0.9/1708最大抽汽压力/抽汽量(二抽)MPa.a/t/h0.9/1809额定主蒸汽压力MPa.a8.8310额定主蒸汽温度℃53511主蒸汽最大供热工况进汽量t/h434.312主蒸汽最大进汽量t/h434.313排汽压力kPa.a5.3914配汽方式喷嘴配汽+阀门管理15最大凝汽工况热耗kJ/kw.h16额定转速r/min300017额定供热工况汽耗kg/kw.h7.13318低压末级叶片长度mm66019汽轮机总内效率%81.420通流级数2021汽轮转子r/min1794/﹥400022发电机转子r/min1806/﹥400023机组外形尺寸m×m×m8.57×6.9×3.4124机组出厂前是否经过总装和热态试验总装，不热跑试验25调节装置DEH制造厂北京康吉森26冷态次/年15027温态次/年100028热态次/年300029极热态次/年15030负荷阶跃次/年1200031变压运行负荷范围%90-4032定压、变压负荷变化率%/min定压,3;滑压,533最高允许背压值kpa.a19.334最高允许排汽温度℃11035噪声水平Db(A)9036主油泵型号离心式油泵37润滑油牌号ISOVg3238油系统需油量kg/h～2190039主油泵出口压力MPa.g1.9～2.0540轴承油压MPa.g0.08-0.1241主油箱容量m32042油冷却器型式、台数台YL-80型，243顶轴油泵型式柱塞泵44顶轴油泵制造厂德国力士乐公司45顶轴油泵出口压力MPa.a1446顶轴油泵供油量l/min7047转子盘车转速r/min4.948盘车电动机容量、电压kW,V7.5、380二汽轮机性能保证1最大冷凝工况MW602THA工况汽耗值kg/kW.h3轴承振动值mm0.076三机组总重1汽轮机本体t~1502主汽门、调节阀等t~142、主凝汽器序号名称单位数值1型式N-4600-12壳体 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 压力及管侧设计压力MPa(g)0.25MPa(g)3凝汽器管子总有效面积m246004传给循环水的净热负荷kJ/s1207765循环水量t/h114006管内平均循环水流速m/s2.37设计清洁系数0.858循环水设计进水温度℃309循环水允许最高进水温度℃3510管子总水阻kPa(g)5611凝汽器管子材料：TP30412凝汽器管子数量：根790413凝汽器管子尺寸（管径×壁厚）φmm×mmΦ25×0.5×0.714凝汽器管子有效长度mm970015管板材质、厚度mmQ235-B+TP30416壳体材质、厚度mmQ235-B17凝汽器外形尺寸（长×宽×高）mm×mm×mm12200x3450x803018凝汽器外壳与汽轮机排汽口联接型式弹性联结19总重吨105第二节主要部件材质汽轮机主要部分材质序号项目材质1叶片1Cr11MoV,1Cr13,2Cr13，1Cr12Ni2W1Mo1V2主汽门ZG15Cr2Mo1、30Cr3MoWVA、1Cr11MoV3汽缸Cr-Mo铸钢,铸钢230-450，Q235-B4转子30Cr1Mo1V5轴承座ZG256轴瓦轴承合金（ChSnSb11-6）7主蒸汽管道12Cr1MoVG第三节汽轮机本体设备性能1、汽轮机采用当代全三维气动热力分析计算为核心的通流部分设计方法。高压喷嘴组采用子午面收缩型线，全部静叶采用新一代后加载高效叶型，高、中压动叶采用高效成熟叶型，最后三级采用高效率弯扭叶型，全部动叶自带围带，取消末级外的全部拉筋，隔板静叶与动叶自带冠（内斜外平）形成光滑的子午面流道，提高汽轮机效率和安全可靠性。机组采用数字式电液控制系统（DEH）、ETS快速跳闸系统、TSI安全保护系统。2、各级动叶片，其应力与振动符合国家颁发的《叶片强度安全准则》，全部为焊接隔板，其强度设计保证机组安全可靠运行。3、转子出厂前做高速动平衡试验，其精度为2.0mm/s。4、汽轮机在超越轴临界转速时，振动最大许可值≤0.10mm。5、汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行,输出额定(铭牌)功率为:60MW5.1主汽门前进汽压力为8.83MPa，温度为535℃；5.2背压为10kPa；5.3补给水率为0%；5.4调整抽汽全部正常投入；5.5发电机净效率不低于98.3%，额定功率因数0.8；6、汽轮机罩壳采用声学消声处理，距汽轮机外罩1米处，汽轮机运转层1.2米处，所测得噪声值低于90分贝，对于其他辅助设备不大于85分贝。7、在任何功率下调节系统不等率不超过0.3％。8、在额定蒸汽参数下，转速不等率在3％～5％额定转速范围内。9、危急保安器的动作转速值为额定转速的109％～112％。10、汽轮机组设两套危急保安装置，其中包括一套机械式和一套电子式，并有可靠的动作指示器。11、保安系统设置运行时能活动自动关闭器和危急保安器的试验装置。12、提供汽轮机本体的保温设计和技术说明，并在缸体上预焊上保温钉（环境温度25℃时，表面温度不大于50℃）。13、汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：13.1汽轮机轴系能承受发电机出口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。13.2汽轮机甩负荷后,允许空转时间15分钟。调节系统满足空转要求。13.3汽轮机能在额定转速下空负荷运行,允许持续空负荷运行的时间,能满足汽轮机起动后进行发电机试验的需要。13.4汽轮机在电厂气温度高达65℃下允许长期运行,在不高于80℃时，能低负荷长期连续运行。13.5汽机最低持续运行负荷为12MW。在最低负荷值至100%额定负荷范围内,汽轮机能持续稳定运行。14、汽轮机工况的热耗值及有关数据:序号项目发电机净出力MW排气压力kPa.a补给水量t/h汽机主汽流量t/h供热抽汽量t/h机组汽耗率kg/kW.h1最大冷凝工况6010002额定供热工况60103144283147.1333最大供热工况601034034015、机组的允许负荷变化率为:15.1从100%～50%MCR不小于5%/min15.2从50%～20%MCR不小于3%/min15.320%MCR以下不小于2%/min15.4允许负荷在50%～100%MCR之间的负荷阶跃为10%/min。16、机组能在周波48.5～50.5的范围内持续稳定运行。机组的频率特性表：频率(HZ)允许运行时间累计(min)每次(Sec)51.0～51.5<30<3050.5～51.0<180<18048.5～50.5连续运行48.5～48.0<300<30048.0～47.5<60<6047.5～47.0<10<1017、主蒸汽参数偏离额定值的允许变化范围表：参数名称限值主蒸汽压力任何12个月周期内的平均压力≤1.00P0保持所述年平均压力下允许偏离值≤1.10P0例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤12h≤1.20P0主蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度≤1.00t保持所述年平均温度下允许偏离值≤t+8℃例外情况下允许偏离值,但12个月周期积累时间≤400小时≤t+14℃例外情况下允许偏离值,但12个月周期内积累时间≤80小时≤t+28℃不允许值>t+28℃注:P0为额定的主蒸汽压力值，t为主蒸汽额定温度。18、汽轮发电机组轴系各阶临界转速与工作转速避开±15％，轴系临界转速值的分布保证有安全的暖机转速（2100～2400rpm）和进行超速试验。轴系各阶临界转速的计算值和试验值详见数据表。19、汽轮机在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座上测得的垂直方向振幅振动值不大于0.025mm。转子轴系在通过临界转速时各轴承座上振动测量值不大于0.15mm。20、当自动主汽门突然脱扣关闭,发电机仍与电网并列时,具有3分种无蒸汽运行的能力,而不致引起设备上的任何损坏。21、超速试验时,汽机能在112%额定转速下作短期空负荷运行,这时任何部件都不超应力,各轴系振动也不超过报警值。22、汽轮机的起动程序和必要的运行数据。22.1起动参数蒸汽参数达到1.96MPa,280℃后即可冲转(冷态启动)。22.2各阀门关闭时间，s时间特性单位主汽阀调节阀关闭时间S<0.3<0.2延迟时间S<0.3<0.222.3起动方式的时间，min起动状态冲转至额定转速时间并网至额定负荷时间冲转至额定负荷时间冷态145220温态75110热态608022.4汽缸或转子预热最低温度150℃22.5运行参数全真空隋走时间30min无真空隋走时间15min纯凝汽工况最大负荷60000kW超速脱扣转速3300～3360r/min最大运行背压<14.7kPa(a)汽机报警背压14.7kPa(a)汽机脱扣背压19.3kPa(a)最小持续允许负荷12MW盘车转速4.9r/min最小持续允许排汽压力6.0kPa(a)盘车停止时汽缸最高温度150℃盘车停止时转子最高温度150℃23、汽轮机各主要阀门紧急关闭时间满足以下要求：23.1主汽门：<0.3秒23.2各抽汽逆止阀：<1秒第四节汽轮机本体结构1、一般要求1.1汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的,并具有制造相同容量机组运行成功的实践经验,不得使用试验性的设计和部件。1.2汽轮机滑销系统保证长期运行灵活，并设有注油孔，能在运行中注入润滑剂。1.3机组的设计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。防止汽机进水的规定按ASME标准执行。1.4卖方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。1.5转子结构在不揭缸的情况下，进行转子的动平衡实验和调整试验。1.6转子脆性转变温度的数值，按汽机主轴大锻件标准执行2、汽轮机转子及叶片2.1汽轮机转子为彻底消除残余内应力的锻造转子。2.2叶片的设计是精确的、成熟的,使叶片在允许地周波变化范围内不致产生共振。2.3低压末级叶片通过优化选择，低压末级及次末级叶片等离子淬火措施以防止叶片汽蚀,汽机设有足够的除湿用的疏水口，汽机高压缸第一级叶片的设计减少固体颗粒侵蚀的影响。2.4使叶根安装尺寸十分准确,具有良好互换性,以便顺利更换备用叶片。2.5说明转子及叶片材料,提供转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。2.6叶片组有防止围带断裂的措施。2.7转子相对推力瓦的位置设标记，便于确定转子的位置。2.8转子材料，叶片材料。转子材料为30Cr1Mo1V，叶片材料为1Cr11MoV、1Cr13、2Cr13、1Cr12Ni2W1Mo1V。2.9汽轮机转子在出厂前进行低速动平衡试验，平衡质量符合JB3330-83《汽轮机刚性转子动平衡标准》的要求。试验精度达到1.2mm/s。进行低速动平衡不能保证平衡要求的汽轮机转子进行高速动平衡，平衡质量符合JB/Z197-83《汽轮机挠性转子动平衡》的要求。业主参与动平衡试验见证。2.10汽轮机转子超速试验按112%额定转速进行，延续时间为2分钟。2.11供热抽汽的前两级叶片的设计适应抽汽压力频繁变化，并保证叶片运行的安全可靠。2.12东汽转子采用整锻加套装结构（低压部分转子脆性转变温度不一样）。毛坯厂家为一重或二重。2.13在汽轮机前箱设转速检测装置，转速探头不少于6个，有1个4～20mA转速信号送DCS。用于TSI、DEH系统的转速探头分别按三个配置，应提供汽轮机就地转速指示表。2、汽缸2.1汽缸铸件做到彻底消除残余内应力,卖方提供汽缸铸裂纹挖补、热处理的全部质检文件,且汽缸铸件的同一部位不允许挖补两次。汽缸的设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中,因温度梯度造成的变形最小,能始终保持正确的同心度。2.2汽缸进汽部分及喷嘴室设计适当加强,以确保运行稳定、振动小。进汽管密封环使用耐磨金属制成。2.3提供保护机组用的排汽隔膜阀(供二片备用薄膜)。2.4提供揭缸时,分开汽缸结合面的装置和措施。2.5汽缸上的压力、温度测点齐全,位置正确,符合运行、维护、集中控制和试验的要求，汽缸上的温度测点配有标准螺纹且密封的保护套管，以防止蒸汽泄露。2.6汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和推让间隙,当转子与汽缸偶有少许碰触时,可不致损伤转子或导致大轴弯曲,汽机厂提供间隙的具体数据并加以说明。2.7汽缸保证结合面严密不漏汽。2.8提供保护整个机组用的大气阀。2.9低压缸设喷水系统和自动控制装置，并提供全部管道，过滤器，阀门，，及附件等。2.10为了保证严密性实验，各轴封漏气管装设截止阀。3、轴承及轴承座3.1主轴承的型式确保不出现油膜振荡,各轴承的设计失稳转速避开额定转速25%以上,具有良好的抗干扰能力。轴承的失稳转速及对数衰减率详见数据表。3.2检修时不需要揭开汽缸和转子,就能够把各轴承方便地取出和更换。3.3主轴承是水平中分面的,不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整,同时是自对中心型的。3.4任何运行条件下,各轴承的回油温度不得超过65℃，各轴承回油管上有观察孔及温度计插座。在油温测点及油流监视装置之前,不会有来自其他轴承后的混合油流。3.5运行中各轴承设计金属温度不超过90℃，但乌金材料允许在110℃以下长期运行。3.6推力轴承能持续承受有任何工况下所产生的双向最大推力。卖方提供块瓦的金属温度测量用铂热电阻,并提供回油温度表,在推力轴承的外壳上,设有一个永久性的基准点,以确定大轴的位置3.7轴承座上设置测量大轴弯曲，轴向位移、膨胀和胀差的监测装置。测量胀差的一次测量元件为冗余配置。上述监测装置为美国本特利公司B.N.3500系列产品。3.8轴承座的适当位置上,装设测量轴承振动的装置。3.9吊装瓦盖的工具使用方便可靠。3.10轴承座内表面在出厂时，进行永久性防腐处理。3.11测量轴承金属温度应在同一轴承上加工一个测点的安装位置，并使用埋入式双支测温元件，达到冗余配置的目的，并将该测温元件的接线引至汽机本体接线盒，接线盒和测温元件为卖方提供。测温元件应具有良好的抗震性能。3.12在轴承座的适当位置上，装设测量轴承座的绝对振动的装置。4、主汽门、调速汽门4.1主汽门、调速汽门严密不漏,出厂前,厂家在厂内按要求做好上述阀门的1.5倍水压试验。4.2主汽门、调速汽门的材质与接口能适应与相连管道的焊接要求,并提供接口不配合时的过渡管件。卖方还提供主蒸汽管道各阀门接头的焊接方法及坡口加工图。4.3主汽门、调速汽门能在汽机运行中进行顺序试验,还具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。4.4机组起停中,在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位,设置金属温度测点。4.5主汽门、调节汽门都配有指示阀门开度的装置。4.6提供主汽门使用的永久性蒸汽滤网及临时性蒸汽滤网。4.7主汽碟阀和阀座采用渗氮处理。4.8机组启停时，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，应设置金属温度测点。5、油系统5.1油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备,在启动、停机、正常运行和事故工况下,满足汽轮发电机组所有轴承的用油量。5.2润滑油系统包括主油箱、主油泵、两台100%额定容量的冷油器、管子、仪表、满足每台汽轮发电机组轴承用油及所需全部附件,例如回油管上的窥视孔,温度计插座和进油管上的活动滤网等。高压起动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵由卖方设计选型,需方另行采购。5.3主油箱容量的大小,考虑到当厂用交流电失电的同时冷油器断冷却水的情况下停机时,仍能保证机组安全惰走,此时,润滑油箱的油温不超过80℃并保证安全的循环倍率。5.4主油箱上设置一台全容量用交流电动机驱动的高效抽烟机，两台除雾器，卖方提供电加热器，保证油温达到40℃，其开启由电接点双金属温度计控制。主油箱测温元件及温度控制开关有连锁控制功能，油箱液位带有远传指示功能。5.5冷油器的设计和布置方式允许在任何一台停用时，均能保证汽轮机在额定工况下运行。5.6油系统的测温元件采用三线制双支型铂热电阻。5.7冷油器及发电机空气冷却水管路上各设滤水器一台。5.8冷油器管道材料为不锈钢管（TP304），油系统管道至少应按2倍以上工作压力，且最低压力不低于2.5Mpa进行设计。5.9油系统管路尽量减少法兰及管接头，若需要法兰，采用对焊钢法兰，且法兰的公称压力要比对应的管道高一个等级。5.10从汽轮机的设计和油系统设计上防止有汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。5.11油系统管道至少应按2倍以上工作压力，且最低压力不低于2.5Mpa进行设计。5.12所有油泵组设计应满足工艺需要的连锁启动，停止和用电磁阀操作的启动试验阀门。5.13冷油器采用两台100%冷油器，设计余量5%，中间设切换阀门，凡有可能聚集气体的腔室，应有排放油气的设施。5.14油系统的所有控制装置，开关，指示器，报警装置等，均应安装在就地表盘上，并有信号上传至主控室的指定位置。5.15所有油泵都要布置在汽机零米，采用卧式泵，叶轮采用不锈钢，轴与泵壳采用铸钢，泵采用机械密封。6、顶轴装置6.1顶轴系统要求能向轴承注入高压润滑油，以承受转子的重量，在机组盘车时或跳闸后都能顺利投入运行。6.2顶轴泵为2台高压容积泵，向汽轮机及发电机轴承供油，并保证可靠地运行并防止漏油。6.3顶轴油系统设置安全阀（溢流阀）以防超压。6.4顶轴油系统采用不锈钢管TP304。6.5顶轴油系统退出运行后，可利用该系统测定各轴承油膜压力，以了解轴承的运行情况，每一轴承顶轴油管路中配置逆止阀及固定式压力表。6.6顶轴油泵设置精度合格、强度可靠的滤网以及入口油压低的闭锁装置，以保证顶轴油泵不受损坏。6.7顶轴油系统与轴承连接部位应能保证不影响检修中翻瓦。6.8抗燃油系统：调节系统操作阀门液压系统与润滑油系统分开，采用EH抗燃油，工作油压为14MPa。7、供油装置序号设备名称单位数量产地生产厂家1高压油源站套1中国东汽2主汽调节阀油动机套4中国东汽3主汽调节阀操纵座个4中国东汽4主汽阀油动机套1中国东汽5主汽阀操纵座套1中国东汽6抽汽调节阀油动机套4中国东汽7抽汽调节阀油动机操纵座套4中国东汽8旋转隔板油动机套1中国东汽9旋转隔板油动机操纵座套1中国东汽10限位开关盒套1中国东汽11高压遮断集成块套1中国东汽12遮断、超速限制集成块套1中国东汽13高压滤油器组件套9中国东汽14高压蓄能器组件套1中国东汽15低压蓄能器组件套1中国东汽16遮断隔离阀组件套1中国东汽17复位、喷油电磁阀组件套1进口18油管道及其附件套1中国东汽19液位开关台2进口20抗燃油桶6英国大湖9、盘车装置9.1盘车装置是手动、自动投入、自动切除型的,能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来,并能在正常油压下以足够的转速建立起轴承油膜,盘车转速（汽机转子）为4.9r/min。9.2盘车装置的设计能做到自动退出而不发生撞击,且不再自行投入。9.3提供一套压力开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车，盘车装置正在运行而供油中断时能发出报警，以及当油压降低到不安全时能自动停止运行。9.4盘车装置,包括手动操纵机构、盘车电流表等。9.5盘车装置既能就地控制又能在DCS启停监控。9.6盘车控制装置由卖方成套供货，控制系统做在DCS系统内。该装置除能在就地对盘车进行启停外，还应留有与DCS的硬接线接口，使运行人员在控制室对盘车进行启∕停控制和状态监视。10、轴封系统10.1轴封供汽系统是自动的且具有汽封压力自动控制功能并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施,保证可靠的密封效果,轴封系统的汽源满足机组冷热态起动和停机的需要。该系统设有轴封压力自动调整装置、溢流汇压装置、轴封加热器和轴封抽气装置。轴封系统上配置一套可靠的调压装置,以满足轴封的供汽参数要求。10.2轴封蒸汽入口设永久性滤网。10.3两台100%排气风机。可互相切换。10.4轴封用汽系统应包括轴封汽源用的电动隔绝阀、减压阀、旁路阀、泄压阀和其他阀门以及滤网、仪表、减温装置（包括减温喷水系统）及有关附属管道部分和装置等。汽封系统疏水应采用经常疏水，且采用自动疏水器。10.5轴封压力调整系统采用一体化电动执行器应能接受远方4～20mA指令信号，并能反馈4～20mA阀位信号。11、汽机本体疏、放水及排汽系统11.1疏水系统的设计能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统包括下列各项：11.2.1收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水；11.2.2汽轮机主蒸汽管道、两侧蒸汽室疏水；11.2.3高压调节汽室、法兰螺栓加热装置和两侧螺栓加热疏水；11.3管道上低点疏水。11.3.1疏水扩容器至凝汽器的连接阀采用水封阀，确保真空。11.3.2疏水系统的管座、接头应采用对接方式。第五节汽轮机本体仪表和控制1、总体要求随汽轮机本体供应的DEH、ETS控制设备及其一次原件选择，采用进口的ITCC控制系统，DEH，ETS集成在ITCC内，ITCC控制系统采用北京康吉森公司的TriconTS3000三重化控制系统。留有与DCS，TSI通讯接口。ITCC控制系统60MW\12MW独立设置。工程师站公用(一台)，控制系统60MW\12MW独立设置操作员站(各两台，其中各一台兼SOE站)，打印机(A3)一台,彩色打印机一台(A4)。1.2测量汽机各轴承回油及轴瓦温度的热电阻、发电机定子、线圈温度及轴承温度的热电阻为双支铂电阻（Pt100、三线）。1.3根据电网要求，汽轮机控制系统最低功率至额定功率间带调峰负荷，符合1996年火力发电厂汽轮发电机组热工检测控制技术导则（DL/T591-1996）。1.4电磁阀选用ASCO(除抗燃油系统外)、跳闸停机保护电磁阀选用德国力士乐公司的产品。1.5压力开关，液位开关等选用SOR公司的产品，采用DPDT形式。1.6远传仪表、变送器采用4～20mADC+HART协议信号，变送器应为两线制，精度不低于0.1%。远传仪表压力（差压）变送器选用Rosemount3051，带Hart协议和LCD显示。1.7电液伺服阀采用MOOG公司的产品。1.8防震不锈钢压力表采用北京布莱迪、WIKA公司的产品。1.9铠装热电偶为K型，热电阻为Pt100采用上海虹达公司或四川仪表厂的产品。1.10电动执行机构应具有结构简单、性能可靠的双相力矩保护装置，电机的过热保护和断相保护功能以及阀门开关限位控制均在执行器内完成。阀门电动执行器上应有手轮、操作按钮和远方就地切换装置。开关型电动执行机构应能接受开关量控制信号，并有开方向和关方向限位开关，开/关方向限位开关应带有两对独立的两常开、两常闭接点，接点容量为220VAC5A或220VDC1A。1.11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。检测元件的引出线在引出轴承箱时应作防渗漏措施，防止油的渗漏。1.12用于远传的开关量参数，应选用进口的过程开关，过程开关的接点容量至少应为220VDC1A或220VAC3A；接点数量应满足控制要求，提供的热工保护用一次元件、过程开关等的数量均满足“三取二”的要求。1.13仪表设备和控制系统机柜的防护等级，安装在控制室及电子设备间内的，防护等级为IP32，安装在主厂房内其它地点的防护等级为IP56。2、热工检测2.1汽轮机本体汽水温度测点，满足压力和温度要求的热电偶插座（公制）及保护管。对压力测点及汽水分析取样则带一次门。热电偶插座（公制）与保护管应采用螺纹连接方式，压力测点及汽水分析取样所使用的一次门应适合电站特点，技术先进、产品质量好，安全可靠。2.2安装在本体范围内的重要参数取源点留有足够的数量，以满足“三取二”的控制要求。2.3汽轮机壁温测点，标有明显的标志，便于安装检修。2.4对冷却水和油系统的就地温度表，在工艺管路上加装焊接套管，方便仪表维修。套管与温度仪表的接口配合应能保证温度仪表的响应时间。2.5凝汽器使用的磁翻板液位计，预留水位变送器测量接口，设有水侧、汽侧一次门以及排污门。2.6管道上安装的热电偶、热电阻均应采用铠装元件，直径Φ6mm。3、汽机安全监测保护系统（TSI）3.1汽轮发电机组安全监测保护装置（TSI），采用美国本特利内华达公司3500系列产品。包括机柜、模件、机架、就地一次元件、探头、探头安装支架、前置器及探头至前置器之间的预置电缆，前置器置于汽机本体接线盒内，并负责指导现场安装、调试、培训。与机组同时运行要求监测项目齐全、性能可靠，与机组同时投入运行。保护系统具有统一性和完整性。3.2模拟量信号为4～20mADC统一输出信号。3.3轴位移、胀差、轴振等停机信号应按一次测量点数量提供停机开关量信号。TSI各项的控制、报警、保护等开关量接点，能各送出2付独立无源接点，接点容量为220VDC1A或220VAC3A。3.4TSI装置留有与DEH、DCS、常规监视、汽机故障诊断、汽轮机数据采集及管理系统的通讯接口。3.5电源要求：TSI机柜采用两路交流220V±15%，50Hz±1的单相电源。两路电源在TSI机柜内实现互为备用，并可实现无扰自动切投。3.6转速测量:量程一般为0～5000r/min可连接指示、 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 、报警和超速保护，设有四套探头（就地机头一套、远传三套）、键相功能（1套）。DEH三个转速测量采用转速3取2超速保护仪表。3.7轴承振动:轴承振动共4个，按机组轴承数装(包括发电机),可连接指示、记录、报警、保护等。3.8轴向位移:轴向位移2个，通过一点对大轴位移进行监测,可连接指示、记录、报警、保护等。3.9绝对膨胀:绝对膨胀1个，对膨胀进行监测,可连接指示、记录、报警等。3.10轴振动：每个轴承测X，Y方向，共8个，测量轴对轴承的相对振动，可连接指示、记录、报警、保护等。3.11相对膨胀:相对膨胀1个，对相对膨胀进行监测,可连接指示、记录、报警、保护等。3.12机柜要求：机柜的防护等级为NEMA12，机柜门设有导电式门封垫条，机柜的设计满足电缆由机柜引入的要求，所有仪表的模拟量信号及开关信号引至端子排，所有端子排和端子都有清晰规范的标识。端子排采用菲尼克斯或欧姆龙端子（端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均由“非燃烧型材料制造”。柜内电缆、接线符合IEEE的防火规范。）机柜尺寸、颜色与DCS机柜相同。4、保护装置4.1汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统,防止超速。危急保安器有两个,其中一个为机械式,另一个是电气式。其中机械动作值为额定转速的107～109%，复位转速高于额定转速；电子动作值为额定转速的109～112%。危急保安器还设有可靠的动作指示器,并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。4.2危急保安系统的跳闸系统有联锁保护,防止汽轮机突然再进汽,当汽轮机具备再自动启动条件时,只有按照起动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。4.3从危急保安器动作到主汽阀门完全关闭的时间小于0.3秒。各级抽汽逆止门的紧急关闭时间小于1秒。4.4汽轮机组分别在控制室操作台上及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。4.5汽机事故跳闸系统（ETS系统）：汽轮机紧急跳闸系统（ETS）做在DEH系统内。汽机保护装置（ETS）采用东方汽轮机厂配套设备，详细技术要求以（ETS）技术规范为准。5、汽轮机电液控制系统（DEH）5.1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。5.2DEH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。5.3DEH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。5.4DEH系统的控制范围，从冲转——升速——并网带负荷。5.5电源5.5.1DEH总电源装置(柜)，能接受两路交流220V±15%，50Hz±2Hz的单相电源（其中一路来自不停电电源UPS）。两路电源在DEH电源装置内互为备用，自动切换。5.5.2DEH总电源分配到所提供的每一个机柜、操作员站和工程师站等，并在各个机柜和站内配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备。5.5.3DEH总电源装置为系统机柜提供冗余的直流电源，并具有足够的容量和适当的电压，能满足设备负载的要求。两套直流电源分别由两路交流电源供电。5.5.4电源切换时DEH系统能够进行报警记录。5.5.5电子装置机柜内的馈电分散配置，以获取最高可靠性。对I／O模件、处理器模件、通讯模件和变送器等都提供冗余的电源。5.5.6系统电源有30％～40％的余量。6、液压系统（EH）6.1供油单元6.1.1为保证供油的可靠性，采用油过滤装置并冗余配置。控制系统的用油通过滤油组件进入电液转换器。6.1.2在控制油系统中提供蓄能器作为缓冲装置，以改善执行机构的动态特性，并在供油系统发生故障时提供紧急操作所需压力油。6.1.3油箱温度控制装置，电加热器或调节通过冷油器的水量来维持油箱温度在一定的范围以内。6.2执行机构6.2.1DEH系统的执机构分别用来控制高压主汽门、高压调节汽阀、中压抽汽旋转隔板，一般由液压缸，试验电磁阀和电液转换器、位移传感器等组成。控制系统的主要部件有:操纵座，油动机，电液转换器，电磁阀,蓄能器,滤油器等。6.2.2执行机构带调节门空载(无蒸汽)的快速全关闭时间小于0.3秒。6.2.3蒸汽阀有主汽门，调节汽阀。主汽门为自动主汽门，它们由高压油动机控制。6.2.4系统中设置有蓄能器，起着稳定控制油压的作用。设置有滤油器，它将高压抗燃油进行过滤后再送入电液转换器及电磁阀，以保证这些部套不被卡涩。6.2.5高压调节汽阀共4只，分别配置有4只油动机，即每只油动机控制一只阀门，以便于实现阀门管理。6.2.6中压抽汽调节阀4套，配置有4只油动机。6.2.7低压旋转隔板1套，配置有1套油动机。6.2.8液压系统符合国际电工委员会（IEC）规定的安全设计原则，对操作人员可能发生的误操作有防范措施，当系统电源故障或油源失压时，能保证机组安全地停机。6.2.9基本结构6.2.9.1执行机构采用弹簧复位液压开启式；其开启由液压油压力驱动，而关闭则靠弹簧力。当执行机构快速关闭时，保证蒸汽阀碟与阀座的冲击力保持在允许范围以内。6.2.9.2调节型执行机构将汽阀控制在任意的中间位置上，成比例地调节进汽量以适应负荷需要。为此，在基本结构的基础上提供电液转换器和位移传感器。6.2.10危急遮断系统6.2.10.1危急遮断系统由遮断电磁阀，超速保护控制电磁阀(采用原装进口产品)，管路接口，专用阀门及压力开关等组成，用以配合ETS,在异常工况下，使汽轮机紧急停机。当汽轮机配有机械超速遮断机构及手动超速试验杠杆时，危急遮断系统还须与之相接。6.2.10.2危急遮断系统按失励遮断原则工作。6.2.10.3遮断回路及电磁阀冗余配置。遮断回路的设计保证系统不会拒动，并能进行在线遮断试验。6.2.10.4在线遮断试验使被试的遮断电磁阀动作，但不引起汽机跳闸。6.2.10.5超速保护控制电磁阀作用于调节汽阀，当汽机超速时使汽阀立即关闭。6.3液压系统电源液压系统所采用的电气元件或设备，其电源符合以下规范：控制电源交流220V单相50Hz直流220V单相动力电源直流220V交流380V三相50Hz6.4液压伺服系统6.4.1液压伺服系统包括油源及液压执行机构两大部分。6.4.2油源用来向液压执行机构提供连续的，压力稳定和温度适中、品质符合要求的压力油。6.4.2.1DEH的液压系统采用高压抗燃油作为介质。6.4.2.2油系统设有油温控制装置。6.4.3液压执行机构由电液转换器，液压油缸，位移传感器及电磁试验阀等部件组成。它的功能是根据DEH系统电气部分发出的指令去操作相应的阀门（高压主汽门、调节门，中压抽汽旋转隔板）。6.4.4液压系统符合国际电工委员会(IEC)规定的安全设计原则，对操作人员可能发生的误操作有防范措施，当系统电源故障或油源失压时，能保证机组安全地停机。第六节保温和保温罩1、汽机本体及附属设备的保温工作包括高压缸的上、下部分，汽缸法兰，进汽室及其它所有的需要隔热的设备组件，如主汽门、主汽调节阀、高压导汽管、高压缸与低压缸连通管等。2、在正常运行情况下，当环境温度为25℃时，汽轮机保温层表面温度不超过50℃。环境温度高于27℃时，汽轮机保温层表面温度不超过环境温度25℃。3、正常运行时汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差达到汽轮机制造厂家的要求。4、所有管道、汽缸的保温材料，采用复合硅酸铝和岩棉软质材料。5、汽轮机的化妆板材质选用碳钢。化妆板有隔音、照明等功能。6、对于需拆卸部分的保温采用软质保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。第七节汽轮机辅机凝汽器部分凝汽器属主机部件，分三部分（喉部、壳体、热井）。1、一般要求1.1凝汽器以纯凝工况为设计工况，循环倍率为65。凝汽器的设计符合HEI标准。满足纯凝工况条件下，堵管率5％。凝汽器半侧运行时，应满足75%的汽机负荷（预留5%管束）1.2凝汽器能在VWO工况，以及循环水温35℃下连续运行能保证除氧要求。1.3凝汽器管子采用不锈钢TP304。空冷区和通道外侧采用厚壁管。管子与管板连接严密，防止循环水混入汽侧。1.4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%的功率。1.5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，按不大于2m/s考虑，清洁系数为0.85。1.6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30PPb。1.7最大保证工况下，凝汽器出口的凝结水过冷度不大于0.5℃。1.8凝汽器接收下述排汽、疏水和回水，并良好除氧：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。1.9进入凝汽器的凝结水、疏水和回水，得到有效的加热和淋洒，以取得最佳除氧效果。防止喷淋水直接与凝汽器管接触。1.10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。1.11凝汽器采用弹性支撑，刚性连接1.12凝汽器的防腐，采用涂覆盖层保护，腐蚀裕度符合HEI标准。1.13凝汽器在汽轮机冬季额定工业抽汽运行工况，能在1/3循环水量、8℃水温条件下保证汽轮机工况中要求的背压和除氧要求。2、结构要求2.1壳体2.1.1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。2.1.2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℃的，采用合金钢。2.1.3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。2.1.4壳体上部设人孔门，在凝汽器上部人孔门外，还设有格栅平台和扶梯。2.1.5凝汽器抽气管道上设置电动真空破坏门，阀门进口有滤网和水封装置。2.1.6壳体上留有各汽、水管道的接管。2.2水室2.2.1水室管板采用钢板。2.2.2水室内部凡接触到循环水的材料，具有对应的适应性、抗腐蚀。2.2.3每个水室设置供排气和排水用的接口。2.2.4当循环水入口在水室底部时，设置安全格栅。2.3热井2.3.1热井出水口设有防涡流装置，并在该处设置滤网。2.3.2热井放水口管道带有水封隔离门，该管管径规格能在1小时内排出正常水位下的全部凝结水。2.3.3热井内部用档板分隔开，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。2.3.4热井水位运行高度范围在高低水位报警范围之间，但不小于300mm。2.3.5热井总储水量（最低水位）不小于4～5分钟的VWO工况下的凝结水量。第二章施工及验收依据1、安装工程承包合同2、设备《安装 使用说明 爱威a9效果器使用图word使用说明在哪儿钻床数控系统用户手册玻璃钢风机使用说明书控制器用户说明书 书》、随机图纸和技术资料3、《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）4、《电力建设施工验收技术规范》（锅炉机组篇）5、《机械设备安装工程施工及验收通用规范》6、《连续输送设备安装工程施工及验收规范》7、《压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范》第三章汽轮机本体检修第一节汽缸的解体1、当汽轮机汽缸内壁最高温度低于100℃时方可拆卸汽缸保温。2、当汽缸壁温冷却到80℃以下时，联系相关工作人员,拆除所有压力及温度表管或各测点引线。3、松去所有汽缸螺栓，拆卸螺栓前，吹清汽缸上残余保温。拆除螺帽上加热孔闷头螺丝，疏通汽缸螺栓加热孔，使用加热棒加热松去汽缸螺栓，加热一定时间后一人用扳手即可松出，如有卡涩可用铜棒在螺帽侧面振击，尽量不要用大锤强力打击拆出。4、汽缸螺栓、螺帽及特殊厚度的垫圈应按号配合，在拆卸前应按规定做好清晰的编号，防止错放而造成复装困难。5、汽缸结合面螺栓拆卸的顺序应以防止消除汽缸上、下法兰间隙引起的法兰变形力量全部集中到最后拆卸的一个螺栓上为原则。松螺栓时，应先从间隙最大的中部螺栓开始，使间隙逐渐恢复，应左右两侧同时进行。螺栓冷、热紧的顺序与拆卸顺序相同。6、对拆下的螺栓螺母，应先用钢丝刷和煤油清洗，再用细锉及刀形油石等进行修理。不许有毛刺、乱扣和弯曲的现象。清理的螺栓必须戴帽检查，螺帽应能用手轻快地拧到底。若有卡涩或拧不动，不得将螺母强行拧入。清理后将螺帽、螺栓、垫圈按编号配好，堆放整齐。7、遇到难拆的螺栓、螺母，应检查加热棒有无异常，不得强行拆卸。确因咬死，螺栓不能拆卸应与业主联系，同意后，用氧焊将螺帽割下，注意螺杆不要损伤。8、在汽缸法兰螺栓拆除后，用塞尺检查结合面间隙。如有漏汽情况时，祥细记录漏泄部位，以便处理时作参考。9、汽缸起吊要由专人指挥，参加起吊工作人员应做好监护分