新疆国信准东电厂锅炉技术协议.docx
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新疆国信准东电厂锅炉技术协议
新疆国信准东2X660MW煤电项目工程
超临界空冷燃煤机组
锅炉技术协议
买方:
新疆国信煤电能源有限公司
卖方:
上海电气集团股份有限公司
设计方:
西北电力设计院
2013年5月上海
附件1技术规范
1.0总则
1.0.1本技术协议适用于新疆国信准东2X660MW煤电项目工程超临界间接空冷燃煤机组的锅炉设备,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。
1.0.2买方在本技术协议中提出了最低限度的技术要求,并未规定所有的技术要求和适用的标准,卖方应提供一套满足本技术协议和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。
对国家有关安全、环保等强制性标准,应满足其要求。
1.0.3卖方应执行本技术协议所列标准,如有矛盾时,按最新的高标准执行。
1.0.4删除
1.0.5技术协议签订后2个月内,按本技术协议要求,卖方提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给买方,由买方确认。
1.0.6卖方对成套设备(含辅助系统与设备)负有全部技术及质量责任,包括分包(或采购)的设备和零部件。
对于分包设备和主要外购零部件,卖方必须推荐3家合格的分包商,技术上由卖方全面负责归口和协调,分包商最终由买方确定。
1.0.7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,在设备投料生产前,卖方应在设计上给予修改。
具体项目由招投标双方共同商定。
1.0.8本工程全面采用KKS编码标识系统,要求卖方提供的所有技术文件(包括图纸)采用KKS编码标识系统(卖方应承诺执行买方提供的企业标准定义的编码原则和方法,深度和内容满足工程设计要求)。
具体的标识原则、方法、深度和内容在设计联络会上提供。
1.0.9在本技术协议中,买方不论在任何一处的文字表述中或其它表示方法中已说明属于卖方的设计和供货范围,而在别处的文字表述中或其它表示方法中未提到,均应该是卖方的设计和供货范围,并包括本技术协议中所有的附件。
1.0.10卖方提供仪表及控制设备所要求的两种、三种或三种以上供买方选型的产品,最终由买方确定。
1.0.11卖方详细列出阀门执行机构(包括电动、气动)、仪表阀门、热控测量仪表及进口一次门、二次门型号及数量等。
1.0.12锅炉采用整体紧身封闭,紧身封闭由卖方进行设计,买方另行采购。
1.0.13SCR脱硝装置不在卖方供货范围之内,但脱硝反应塔及连接烟道等本体区域的所有钢结构(包括平台、扶梯、所有支吊架生根钢梁及检修起吊设施生根钢梁等)和锅炉本体钢结构做成联合构架,由卖方整体设计、供货。
1.0.14本技术协议解释权归西北电力设计院所有。
1.0.15锅炉供货范围中所供仪表设备能完全满足系统功能(监视/控制/联锁)要求,如有不足应无偿补齐。
1.0.16卖方保证塔式炉燃用设计及校核煤质不掺烧其他燃料可保证长期稳定满负荷连续运行。
1.0.17卖方考虑设计煤质及校核煤质水分增加10%,Na2O含量高达6.5%,掺烧比例不大于5%,保证一年内安全稳定满负荷连续运行。
1.0.18针对本工程煤质灰分碱金属高、燃烧易沾污的特性,卖方在本工程锅炉的设计制造中采取如下措施:
(1)合理选取炉膛尺寸与热力参数:
在炉膛结构尺寸及热力参数选取上,留有较大裕度,避免偏高的热负荷引起的炉膛结渣,有效地减轻锅炉满负荷时的炉膛结渣倾向。
炉膛结构尺寸和热负荷指标正确合理的选取是防止燃用准东煤发生严重结焦、沾污的根本所在;
(2)合理控制炉膛屏底烟气温度:
在允许条件下,选用较高的最上层一次风中心距屏底距离,以最大限度降低屏底烟温,是防止高温受热面发生严重沾污结焦的重要技术参数;
炉膛出口烟气温度:
在一定条件下,选择较低的炉膛出口烟温,减轻锅炉尾部高温对流受热面沾污;
(3)合理组织炉内空气动力场,要求四角配风均匀,实际切圆位于炉膛中心,不偏斜。
(4)针对高纳煤进行合理燃烧器及燃烧系统设计:
两层一次风的中心间距应考虑足够间距,并且采用分段布置,控制最高燃烧温度,以解决燃烧器区域结渣问题,并通过延长炉内停留时间、强化颗粒冷却效益等措施,达到减缓屏区、高温对流受热面结渣趋势的目的。
为防止炉膛结焦,应组织好燃烧器在炉膛水平截面射流方向,一次风切圆直径不能过大,且应考虑足够的周界风,形成风包粉燃烧方式,以防止炉膛壁面弱还原性气氛的产生以及减少熔融的煤焦颗粒碰撞的水冷壁的机率;
适当增加周界风的份额,以增强一次风气流的刚性;一次风速的提高和周界风的份额增加,可防止燃烧器喷口周围的结渣;
为防止烧损燃烧器喷口与喷口结渣,燃烧器设计一次风速应在25m/s以上。
采用成熟的CFS设计,部分二次风相对一次风偏转15~25,可有效防止煤粉气流贴壁,并在水冷壁区域形成氧化性气氛,从而能防止炉膛结渣。
采用大风箱结构,使四角配风均匀,适当提高一、二次风速,增强各自的刚性,防止燃烧切圆偏斜贴壁;
(5)在受热面间距选择上,充分考虑易沾污的温度区间,拉大屏间距,防止结渣搭桥。
并在易沾污区域布置足够的吹灰器,投运后需增大吹灰频率,防止灰堆积。
(6)在炉膛及过热器等区域应配备数量足够的吹灰器同时,在燃烧器区域、屏底区域、水平烟道易沾污结渣区域增设吹灰器或预留孔以及看焦孔和打焦孔,以方便随时监测各受热面的沾污、结渣情况,为清除难除的沾污和结焦提供必要的手段。
1.1工程概况
本期工程拟建设2×660MW超临界间接空冷机组,同步建设脱硫设施及脱硝装置,并预留扩建条件。
本期工程为新疆国信煤电能源有限公司投资建设。
1.1.1厂址所在地
新疆国信准东2×660MW煤电项目地处奇台县辖区北部,位于新疆乌鲁木齐市东北约220km的西黑山矿区,奇台县东北。
本工程拟选厂址为国信矿区西北厂址。
主厂房零米层海拔高度(1985国家基准高程)为720m。
1.1.2厂址自然条件
2场地土的类型为中硬土场地,建筑场地类别为Ⅱ类。
2.1.1地震烈度
按照《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)附录D的规定,地震烈度由50年超越概率10%的地震动峰值加速度进行确定,场地的地表有效峰值加速度为0.063g,对应的基本烈度为6度,地震动反应谱特征周期为0.40s。
根据工程场地地震安全性评价结果,地区地震基本烈度为7度,本工程地震基本烈度建议按7度考虑。
1.1.4交通运输
奇台县境内有规划的兰-新铁路北线在县城南侧自西向东通过,规划的乌-准铁路将军庙至东地段平行与228省道与兰-新铁路北线连接。
奇台县公路交通更加便利,228省道、303省道、通往乌拉斯台口岸的国防公路纵横全境,县乡公路四通八达。
1.1.5燃料
本工程燃煤采用红沙泉露天矿原煤,全部采用皮带运输。
1.1.6电厂水源
本工程供水水源为500水库将军庙煤电化工基地事故备用调节水池。
1.1.7输配电布置
电厂两台机组以发电机-变压器组接线接入750kV系统。
1.1.8气象条件
奇台气象站基本气象要素年值统计表:
项目
单位
数值
发生日期
平均气压
hPa
927.8
平均气温
℃
5.2
最热月平均气温
℃
22.9
7月
最冷月平均气温
℃
-17.0
1月
极端最高气温
℃
41.2℃
2006.7.13
极端最低气温
℃
-42.6℃
1952.1.12
最大日温差
℃
28.8℃
1996.8.30
平均水汽压
hPa
6.1
最大水汽压
hPa
23.3
1999.8.2
最小水汽压
hPa
0.1
1976.12.26
平均相对湿度
%
61
最小相对湿度
%
0
年平均降水量
mm
192.0
最大一日降水量
mm
58.4
2007.7.17
年平均蒸发量
mm
1917.7
年最大蒸发量
mm
2414.0
年最小蒸发量
mm
1595.2
平均风速
m/s
3.1
最大风速及风向(定时2min)
m/s
30/W
1980.6.5
最大积雪深度
cm
42
1953(3天)
最大冻土深度
cm
141
1969.03
平均大风日数
d
19.5
最多大风日数
d
44
平均雾日数
d
26
最多雾日数
d
43
平均雷暴日数
d
8.2
最多雷暴日数
d
12.0
平均降水日数
d
73.6
最多降水日数
d
90
平均积雪日数
d
127.5
最多积雪日数
d
148
平均冰雹日数
d
0.3
最多冰雹日数
d
3
平均沙尘暴日数
d
2.7
最多沙尘暴日数
d
9.0
年最多冻融循环次数
times
<50
1.1.9设计大风速及相应风压
本工程50年一遇10m高10min平均最大风速为33.9m/s,相应风压为0.72kN/m2。
1.2主要技术规范
本期工程安装2台660MW燃煤汽轮发电间接空冷机组,锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构塔式锅炉,锅炉采用整体紧身封闭。
采用微油点火。
同步建设烟气脱硝装置,烟气脱硝装置全部支撑钢架由卖方设计和供货。
1.2.1在满足本技术协议中各项性能指标的前提下,锅炉主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等参数必须完全与买方选定的汽轮机的参数相匹配。
1.2.2锅炉容量和主要参数
锅炉出口蒸汽参数为25.5MPa(a)/571℃/569℃,锅炉最大连续蒸发量(B-MCR)暂定为2269t/h,最终与汽轮机的VWO工况相匹配,卖方承诺不应发生商务价格变动。
锅炉主要参数(暂定,最终需与汽轮机的参数匹配)
名称
单位
B-MCR
BRL
主蒸汽流量
t/h
2269
2203
主蒸汽温度
℃
571
571
主蒸汽压力
MPa(a)
25.5
25.37
再热器进口压力
MPa(a)
5.72
5.54
再热器进口温度
℃
332
327
再热器出口压力
MPa(a)
5.49
5.31
再热器出口温度
℃
569
569
再热蒸汽流量
t/h
1895.2
1837
给水温度
℃
297.5
295.4
省煤器给水进口压力
MPa(g)
29.4
28.9
注:
(1)压力单位中“g”表示表压。
“a”表示绝对压(以下均同)。
(2)锅炉最大连续蒸发量(B-MCR)对应于汽机VWO工况下的进汽量。
锅炉额定蒸发量(BRL)对应于汽轮机额定工况TMCR下的进汽量。
1.2.3锅炉热力特性(设计煤种)
名称
单位
BMCR
BRL
干烟气热损失LG
%
4.59
4.46
氢燃烧生成水热损失LH
%
0.23
0.22
燃料中水份引起的热损失Lmf
%
0.16
0.16
空气中水份热损失LmA
%
0.05
0.05
未燃尽碳热损失Luc
%
0.50
0.50
辐射及对流热损失LRβ
%
0.17
0.20
未计入热损失LuA
%
0.40
0.40
制造厂裕度Lmm
%
0.35
0.35
计算热效率(按低位发热量)
%
93.90
94.00
保证热效率(按低位发热量LHV)
%
93.65
燃料消耗量
t/h
303.5
296.3
炉膛容积热负荷
kW/m3
71.98
炉膛截面热负荷
MW/m2
4.27
燃烧器区域壁面热负荷
MW/m2
1.34
燃尽区域容积热负荷
MW/m3
152
炉膛出口烟气温度
℃
968
956
后屏底(一过进口)烟气温度
℃
1175
1166
空气预热器入口冷一次风温度
℃
27
27
空气预热器入口冷二次风温度
℃
23
23
空气预热器出口热一次风温度
℃
352
346
空气预热器出口热二次风温度
℃
340
335
炉膛出口过剩空气系数l
/
1.2
1.2
省煤器出口过剩空气系数sm
/
1.2
1.2
空气预热器出口烟气修正前温度
℃
130
128
空气预热器出口烟气修正后温度
℃
125
123
锅炉飞灰份额fh
80%
80%
锅炉实际燃煤量
t/h
284.9
272.7
1.3设计条件
1.3.1煤质分析数据
序号
名称
符号
单位
设计煤种
校核煤1
校核煤2
1
燃料品种
2
元素分析
收到基碳
Car
%
54.89
49.73
58.2
收到基氢
Har
%
3.02
2.31
3.14
收到基氧
Oar
%
0.57
0.47
10.81
收到基氮
Nar
%
10.09.
9.65
0.67
收到基硫
Star
%
0.58
0.62
0.48
3
工业分析
全水分
Mt
%
21.8
26
13.5
空气干燥基水分
Mad
%
12.02
10.95
8.99
收到基灰分
Aar
%
9.05
11.22
13.2
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
35.33
29.33
34.27
收到基低位发热量
Qnet.ar
MJ/kg
19.97
17.72
20.79
4
哈氏可磨指数
HGI
/
81
107
76
煤的冲刷磨损指数
Ke
/
1.8
3.1
3.42
5
灰熔融性
灰变形温度
DT(T1)
×103℃
1.13
1.05
1.13
灰软化温度
ST(T2)
×103℃
1.14
1.06
1.19
灰半球温度
HT(T3)
×103℃
1.15
1.08
1.205
灰熔化温度
FT(T4)
×103℃
1.16
1.09
1.24
6
灰成分分析
二氧化硅
SiO2
%
37.76
48.45
34.23
三氧化二铝
AL2O3
%
16.8
11.21
17.27
三氧化二铁
Fe2O3
%
20.08
16.19
21.64
二氧化钛
TiO2
%
0.9
0.59
0.7
氧化钙
CaO
%
10.78
9.34
11.86
氧化镁
MgO
%
3.42
1.83
3.71
氧化钾
K2O
%
1.27
0.93
0.76
氧化钠
Na2O
%
5.67
5.25
6.48
二氧化锰
MnO2
%
0.104
0.098
0.05
三氧化硫
SO3
%
3.11
5.92
3.3
7
煤中游离二氧化硅
SiO2(F)
%
1.98
2.29
3.26
8
灰的比电阻
测试电压500V,测试温度26℃
Ω·cm
1.25×109
4.20×108
测试电压500V,测试温度80℃
Ω·cm
2.05×109
2.25×109
测试电压500V,测试温度100℃
Ω·cm
2.90×109
1.45×1010
测试电压500V,测试温度120℃
Ω·cm
2.20×1010
8.50×1010
测试电压500V,测试温度150℃
Ω·cm
2.90×1011
2.15×1011
测试电压500V,测试温度180℃
Ω·cm
1.15×1011
4.60×1010
1.3.2为提高本锅炉对煤种变化的适应性,锅炉设计必须满足:
1)卖方应根据本工程的煤质在锅炉炉膛、燃烧器、受热面、空气预热器、吹灰系统等结构设计和设备选型时采取相应的措施,防止锅炉结渣和制粉系统爆燃事故,并能适应煤种的变化。
2)炉膛出口两侧对称部位烟温偏差应不大于50℃,卖方对采用的燃烧方式采取适当的措施以减少烟温偏差。
1.3.3助燃用油
油种:
#0轻柴油
运动粘度(20℃时):
3.0~8.0mm2/s
凝固点:
<0℃
闭口闪点:
不低于55℃
机械杂质:
无
含硫量:
≤0.2%
水份:
痕迹
灰份:
≤0.02%
低位发热值Qnet,ar41800kJ/kg
1.3.4锅炉给水及蒸汽品质要求
1.3.4.1锅炉给水质量标准
补给水量:
启动时(按B-MCR的8%计)182t/h
正常时(按B-MCR的1.5%计)34t/h
事故时(按B-MCR的8%计)182t/h
补给水制备方式为超滤、反渗透+一级除盐加混床系统
锅炉给水质量标准
总硬度:
~0μmol/L
溶解氧(化水处理后):
30~150μg/L(加氧工况)
≤7μg/L(未加氧)
铁:
≤5μg/L,期望值≤3μg/L
铜:
≤2μg/L,期望值≤1μg/L
二氧化硅:
≤10μg/L,期望值≤5μg/L
TOC:
≤200μg/L(加氧工况)
PH值:
8.0~9.0
电导率(25℃):
≤0.15μS/cm,期望值≤0.1μS/cm
钠:
≤3μg/L,期望值≤2μg/L
1.3.4.2蒸汽品质要求
钠:
≤3μg/L,期望值≤2μg/L
二氧化硅:
≤10μg/L,期望值≤5μg/L
电导率(25℃):
≤0.15μS/cm,期望值≤0.10μS/cm
铁:
≤5μg/L,期望值≤3μg/L
铜:
≤2μg/L,期望值≤1μg/L
1.3.5厂用电系统电压
(1)高压厂用电电压采用6kV,容量为200kW及以上的电动机由6kV系统供电。
(2)低压厂用电系统采用400/230V,容量为200kW以下的电动机由400/230V系统供电。
(3)直流动力为220V,来自220V直流系统,电压允许变化范围为192~248V,控制回路电压为110V,来自110V直流系统,电压允许变化范围从94~121V。
(4)设备正常照明检修电压为400/230V;直流事故照明网络电压220V;安全检修照明采用交流12V、24V的安全电压。
1.3.6锅炉运行条件
●机组运行方式:
定一滑一定方式运行。
●负荷性质:
带基本负荷并调峰运行,并具有一定的调峰能力,其调峰范围为40%~100%机组额定出力。
机组能满足锅炉负荷为40%BMCR及以上时,投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。
●锅炉布置方式:
运转层为混凝土大平台,锅炉采用整体紧身封闭,锅炉运转层标高暂定为16m,运转层标高如在1m范围内变化,卖方承诺不应发生商务价格变动。
●煤仓间暂定为前煤仓,在初设阶段做细化工作,确定侧煤仓方案的可行性。
锅炉采用整体紧身封闭。
●制粉系统:
采用正压直吹式冷一次风机制粉系统,配6台中速磨煤机,设计煤种煤粉细度R90=16.0%(暂定),校核煤种煤粉细度R90=18%(暂定)。
●空气预热器进风温度加热方式:
一次风、二次风加装暖风器。
●汽轮机旁路系统:
采用40%B-MCR容量高低压两级串联旁路(暂定)。
●给水泵设置:
2X50%BMCR汽动给水泵,一台30%BMCR启动电动给水泵。
●排渣方式:
刮板捞渣机,捞渣机直接进渣仓汽车外运。
●同步安装SCR烟气脱硝装置。
1.3.7锅炉大修周期不少于6年。
锅炉在投入商业运行后,年利用小时数为6500小时,年运行小时数为7800小时。
卖方应提供锅炉投产第一年因产品质量和卖方原因引起的强迫停用率及连续可调时间的保证值。
锅炉强迫停用率不大于1%,计算公式如下:
1.3.8机组运行模式符合以下方式
按负荷分配模式,机组年运行小时数为7800小时,年利用小时数6500小时。
负荷
年运行小时数
年利用小时数
100%额定出力
4200
4200
75%额定出力
2120
1590
50%额定出力
1180
590
40%额定出力
300
120
总计
≥7800
6500
注:
本负荷分配模式用于计算现阶段条件下机组的经济性指标,本负荷分配模式不代表对锅炉年运行小时数和年利用小时数的要求。
1.3.9冷却水系统
冷却水系统:
开式冷却水采用水库来水,闭式循环冷却水采用除盐水。
闭式循环冷却水系统的最高温度为39℃,开式冷却水温度为33℃。
凝汽器循环冷却水系统的设计温度暂定为38℃,最高温度暂定为57℃。
1.3.10厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.45~0.8MPa(g),最高温度为40℃。
1.4设计制造技术标准
1.4.1锅炉的设计、制造所遵循的标准的原则为:
1.4.1.1按引进技术设计制造的及进口设备,须按引进技术相应的标准如ASME、ASTM、NFPA等及相应的引进公司标准规范进行设计、制造、检验。
1.4.1.2在按引进技术标准设计制造的同时,还必须满足最新版的中国国家标准和相关行业标准规范。
1.4.1.3在按引进技术标准设计制造的同时,还必须满足中国安全、环保及其它方面最新版的国家强制性标准和规程(规定)。
1.4.1.4如果本技术协议中存在某些要求高于上述标准,则以本技术协议的要求为准。
1.4.1.5在上述标准、规程(规定)发生矛盾的情况下,以最新的高标准为准。
1.4.1.6现场验收试验,凡未另行规定的,均应按照ASME试验规范进行。
锅炉效率试验按ASMEPTC4,蒸汽的性能(水和蒸汽特性图表)按IAPWS-IF97规定的公式计算。
1.4.2卖方可执行下列标准:
AISC美国钢结构学会标准
AISI美国钢铁学会标准
ASME美国机械工程师学会标准
ASNT美国无损检测学会
ASTM美国材料试验标准
AWS美国焊接学会
EPA美国环境保护署
HEI热交换学会标准
NSPS美国新电厂性能(环保)标准
IEC国际电工委员会标准
IEEE国际电气电子工程师学会标准
ISO国际标准化组织标准
NERC北美电气可靠性协会
NFPA美国防火保护协会标准
《多燃烧器锅炉炉膛防爆/内爆标准》
PFI美国管子制造商协会标准
SSPC美国钢结构油漆委员会标准
DIN德国工业标准
BSI英国标准
JIS日本标准
GB中国国家标准
SD(原)水利电力部标准
DL电力行业
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