大庆石油化工总厂410t/h燃煤锅炉扩建工程 50MW汽轮机招标书
4.3.6.17 在机组冷油器出口应设置能切换运行的两个滤网。 4.3.7 顶轴系统（如果采用）
4.3.7.1 顶轴系统的设计，要求能向每个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进行。
4.3.7.2 顶轴泵为2台100%容量的高压容积泵，向汽轮机及发电机各轴承供油。可布置在油箱上部或其它合适的位置，须保证可靠地运行并防止漏油。 4.3.7.3 顶轴油系统必须设置安全阀以防超压。 4.3.7.4 顶轴油系统须采用不锈钢管。
4.3.7.5 顶轴油系统退出运行后，仍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。故每一轴承顶轴油管路中要配置逆止阀及固定式压力表。
4.3.7.6 顶轴油泵应设置入口油压低的闭锁装置和可检修的入口滤网，以保证顶轴油泵不受损坏。 4.3.8 盘车装置
4.3.8.1 盘车装置应是自动啮合型式，能使汽轮机组转子从停止状态启动，并能在正常油压下以足够的转速建立起轴承油膜，盘车转速由投标方确定。 4.3.8.2 盘车装置的设计应能自动退出而不发生撞击，并不再自动投入。
4.3.8.3 提供一套压力开关和连锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车装置，正在运行而供油中断时发出报警，以及当油压降低到不安全值时能自动停止运行。 4.3.8.4 提供一套盘车装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、转速表等。 4.3.9 轴封供汽系统
4.3.9.1 轴封供汽系统应是自动的，并有防止汽轮机进水的措施。该系统设有轴封压力自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽汽装置。
4.3.9.2 轴封汽源可来自于汽机抽汽、厂内辅助蒸汽及主蒸汽。
4.3.9.3 轴封系统上应配置一套简便并十分可靠的调压、调温装置，以满足向高、低压缸各轴封供汽的参数要求。
4.3.9.4 设一台100％容量轴封蒸汽冷却器。设置2台100%容量的电动排气风机。 4.3.9.5 提供接至集控室仪表和控制器的所有测量用的传感器、开关和其它装置。
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4.3.9.6 轴封蒸汽进口处应设置永久滤网。
4.3.9.7 投标方应提供所采用的轴封系统图和系统说明书。 4.3.10 汽机疏水和向空排汽系统
4.3.10.1 疏水系统的设计应有防止汽轮机进水的措施，应能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还应使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。疏水和排汽系统应为全自动，应提供全部仪表和控制装置。
4.3.10.2 在失去电源或压缩空气气源时，所有疏水阀门应能自动打开。 4.3.10.3 该系统应包括但不局限于下列各项：
a） 收集和冷凝所有轴封和阀杆漏汽的疏水。 b） 汽轮机主汽门上、下阀座的疏水。
c） 汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道的疏水。 d） 各抽汽管道上逆止门的疏水。 e） 管道低位疏水。
f） 冷凝器附近疏水集箱上的试验用连接件。 g） 应提供汽轮机疏水、排汽及其控制的系统图。 4.3.11 保护装置
4.3.11.1 汽机必须设有成熟可靠的危急保安系统，防止汽机超速。危急保安器至少有2个，应提供危急保安器型式。动作值为额定转速的110%～112%。复位转速应高于额定转速。危急保安器应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。
4.3.11.2 汽机还须设有附加超速保护装置，其动作转速为额定转速的113%～115%。 4.3.11.3 危急保安系统的跳闸系统应有连锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次起动条件时，只有按照规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。 4.3.11.4 从危急保安器动作到主汽阀完全关闭的时间应小于0.3秒。
4.3.11.5 汽轮机组应分别在控制室远方操作及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。 4.3.11.6 汽机应设置功率限制器，并能就地和远方操作。
4.3.11.7 汽机保护装置应能在事故条件下关闭主汽门、调节汽门、紧急停机。
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4.3.11.8 应提供防止汽轮机进冷汽和汽水的措施和测量控制装置。 4.3.12 保温和保温罩
4.3.12.1 投标方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向招标方提供图纸，说明及安装文件。
4.3.12.2 在正常运行工况下，当环境温度为27℃ 时，汽机保温层表面温度不应超过50℃。
4.3.12.3 按规程运行时，汽轮机的保温应使上、下缸的金属温度差能达到限定的要求。 4.3.12.4 所有管道、汽缸应使用优质保温材料，材料中应不含石棉。 4.3.12.5 提供汽轮机的化装板。
4.3.12.6 对于须拆卸部分的保温应采用毡式保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。 4.3.12.7 提供本体保温所需的全部保温材料及固定保温材料用的保温钩、支架等附件及保温材料的性能、用量资料。
4.4 配供的辅助设备要求
4.4.1 凝汽设备
4.4.1.1 主凝汽器一般要求
1) 凝汽器的设计条件是汽轮发电机为最大连续工况（TMCR），循环冷却水温度25 ℃，凝汽器压力0.0049MPa(a)。
2) 凝汽器能在最大负荷(VWO)或循环水温33℃下连续运行并保证除氧要求。 3) 凝汽器应为双流程式。凝汽器单侧运行时，汽机能达到75%额定负荷。 4) 在TMCR工况时，凝汽器管内循环水流速不应大于2m/S，清洁系数按0.85设计。 在规定的运行范围内，凝汽器出口凝结水的含氧量，应保证不超过20ppb。
5) 在保证工况下，凝汽器出口凝结水的过冷度应不大于0.5℃。 6) 凝汽器设计应考虑承受最大工作压力，即水室底部压力为0.35MPa。 7) 凝汽器应接受下述排汽、疏水和回水，并良好除氧。 a) 来自汽轮机旁路管的蒸汽。
b) 来自汽机凝结水、加热器疏水、汽轮机疏水、补给水及其它送入凝汽器的杂
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项回水。
8) 进入凝汽器的凝结水、补给水、疏水和回水，应得到有效的加热和淋洒，以取得最佳的除氧效果。应防止喷淋水滴直接与凝汽器管接触。
9) 在凝汽器中，为防止加热器等疏水的闪蒸冲击，造成部件损坏。应设置不锈钢挡水板或淋水管，该挡水板使用厚度不低于10mm。
10) 凝汽器的设计应使循环水平均分配到所有的管子中。 11) 投标方应提供全部凝汽器管子并附加5%作备用。
12) 投标方应提供减温器喷水管道及其控制阀，以防止由于汽机旁路排入蒸汽引起排汽温度升高。
13) 投标方应提出适当的措施，以补偿凝汽器的冷缩热胀。 14) 对于凝汽器的防腐，采用涂覆层或阴极保护。
15) 凝汽器的设计应考虑装设胶球清洗，该系统在招标范围内。 16) 所有地脚螺栓应由投标方提供。 17) 应进行凝汽器管子的防震动计算。 4.4.1.2 主凝汽器结构要求
1) 壳体
a) 凝汽器壳体采用焊接钢结构，其强度和刚度应能承受管道的转移荷载和内外压作用，防止汽轮机传递来的振动的冲击和共振。
b) 凡与凝汽器相连的管道接口，工质温度在150℃及以上者应设隔热套管。喷嘴和内部管道工作温度超过400℃者，应采用合金钢。
c) 为防止高温、高速汽流冲击凝汽器管和内部构件，应使流量分配装置和挡板具有足够的强度。 2) 排汽颈部
a) 必要时排汽颈部应有膨胀节以吸收来自任何方向的位移。 b) 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) 投标方应说明水室管板采用的材质。
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b) 水室内部凡接触到循环水的材料应具有抗腐蚀能力。 c) 每个水室应设置供排气和排水的接口。
d) 当循环水入口在水室底部时，应设置安全格栅。 4) 热井
a) 热井出水口应设有防涡流装置，并在该处设置滤网。
b) 热井放水管应带有水封隔离门，该管能在1小时内排出正常水位下的全部凝结水。
c) 热井内部应配有接头以便测量水室内管束的导电度，还应配有查漏装置以检测凝汽管子是否损坏。
d) 热井水位高度范围应在高低报警水位之间，但不小于30厘米。 4.4.1.3 凝汽器抽真空
1) 凝汽器配用2台射水抽汽器，机组启动时可使用2台，运行中可用1台保持凝汽器正常运行的真空值。
2) 抽真空设备容量，应按照有关标准推荐。
3) 机组起动时，凝汽器抽真空的时间不应超过40分钟。
4) 应采取措施，防止抽真空设备发生故障时大气倒入凝汽器，使真空骤跌。 5) 凝汽器壳体上应设置电动真空破坏门，阀门进口应有滤网和水封装置。 4.4.2 低压加热器
4.4.2.1 给水加热器应按汽轮机VWO工况进行设计。
4.4.2.2 加热器为全焊接型、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。
4.4.2.3 水侧设计流量应能满足100%负荷的凝结水量（以VWO的热平衡为基础）， 最大水侧流速推荐采用HEI标准。
4.4.2.4 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。
4.4.2.5 加热器应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。该加热器必须有足够的贮水容积。
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