焦作电厂超超临界锅炉补充协议.docx

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焦作电厂超超临界锅炉补充协议

焦作电厂上大压小异地扩建工程2×660MW

机组超超临界锅炉设备

补充技术协议

买方（买受人）：

神华国能集团有限公司北京物资分公司

　　焦作电厂

　　设计单位：

河南省电力勘测设计院

卖方（出卖人）：

上海电气集团股份有限公司

2013年7月

签字页:

买方:

神华国能集团有限公司北京物资分公司

焦作电厂

代表:

日期:

设计院:

河南省电力勘测设计院

代表:

日期:

卖方:

上海电气集团股份有限公司

代表:

日期:

由于焦作电厂上大压小异地扩建工程燃煤煤质及锅炉点火方式调整，特签订补充技术协议（以下简称本技术协议），本技术协议与《焦作电厂上大压小异地扩建工程2×660MW机组超超临界锅炉设备技术协议》（以下简称原技术协议）不一致之处，以本技术协议为准。

以下为修改条款内容，条款编号与原合同条款编号一致。

附件1技术规范

1.2.1工程简介

本工程由神华国能集团有限公司投资，焦作电厂负责建设。

本期工程建设规模为2×660MW超超临界燃煤机组。

燃煤采用神华神东布尔台矿、补连塔矿和河南义马矿煤，来煤采用铁路、公路运输。

补充水源采用焦作地区污水处理厂处理后的中水，备用水源采用矿井疏干水；生活水源采用当地自来水。

工程同步建设烟气脱硫和脱硝装置。

工程于2013年4月开工，计划于2014年10月第一台机组投产，2014年11月第二台机组投产。

1.3.1锅炉容量和主要参数

锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配。

按锅炉出口蒸汽参数为26.25MPa（a）/605/603℃，对应汽机的入口参数为25.0MPa（a）/600/600℃。

对应汽机VWO工况的锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）2024t/h。

主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配，最终锅炉的最大连续蒸发量（B-MCR）应与汽机的VWO工况相匹配。

锅炉容量和主要参数：

（本技术协议所涉及的压力除注明者外，均为表压力）

锅炉型号：

SG-2024/26.15-M6009

锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）2024t/h

过热蒸汽出口压力26.15MPa.g

过热蒸汽出口温度605℃

再热蒸汽流量1711t/h

再热蒸汽进口/出口压力（BMCR）5.81/5.61MPa.g

再热蒸汽进口/出口压力（BRL）5.53/5.54MPa.g

再热蒸汽进口温度371℃

再热蒸汽出口温度603℃

给水温度（B-MCR/BRL）293/290℃

上述数据最终与汽轮机匹配。

注：

1）卖方将采用的参数填写在本技术协议后面的数据表中。

2）压力单位中“g”表示表压。

“a”表示绝对压（以后均同）。

3）锅炉BRL工况对应于汽机TRL工况、锅炉B-MCR工况对应于汽机VWO工况。

锅炉热力特性（设计煤种，B-MCR、BRL工况）：

项目

单位

BMCR

BRL

干烟气热损失LG

%

4.52

4.48

氢燃烧生成水热损失LH

%

0.26

0.25

燃料中水份引起的热损失Lmf

%

0.20

0.20

空气中水份热损失LmA

%

0.08

0.08

未燃尽碳热损失Luc

%

0.50

0.50

辐射及对流热损失LR＝0.17%

%

0.17

0.19

未计入热损失LuA＝0.3%

%

0.3

0.3

计算热效率（按ASMEPTC4.1计算）

%

88.49

88.52

计算热效率（按低位发热量）

%

93.96

94.00

制造厂裕量Lmm

%

0.20

保证热效率（按低位发热量）

%

BMCR工况（不低于）

%

/

BRL工况（不低于）

%

93.80

燃料消耗量

kg/h

287700

275700

炉膛容积热负荷

kW/m3

77.2

炉膛断面热负荷

MW/m2

4.51

燃烧器区域壁面热负荷

MW/m2

171

空气预热器进风温度（一次风/二次风）

℃

27/23

27/23

空气预热器出口热风温度

℃

一次风温度

℃

358

354

二次风温度

℃

344

342

省煤器出口空气过剩系数α

—

1.20

1.20

炉膛出口过剩空气系数α

—

1.20

1.20

空气预热器出口烟气修正前温度

℃

129

128

空气预热器出口烟气修正后温度

℃

124

123

注：

炉膛有效容积、炉膛断面积、燃烧器区炉壁面积、炉膛燃尽区容积、锅炉输入热功率等定义按中华人民共和国电力行业标准《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》（DL／T831-2002）为标准。

1.4设计条件

1.4.1煤质资料

本工程拟采用神华神东布尔台矿、补连塔矿和河南义马矿煤作为锅炉的燃煤。

其煤质分析资料见表1.4.1。

表1.4.1燃煤成份与特性表

序号

名称

符号

单位

设计煤种

校核煤种1

校核煤种2

1

煤种

布尔台矿

补连塔矿

布尔台：

义马煤

1：

2

2

工业分析

收到基全水分

Mt

％

20.0

20.00

10.67

空气干燥基水分

Mad

％

8.00

9.00

5.57

干燥无灰基挥发分

Vdaf

％

38.00

35.00

40.29

收到基灰分

Aar

％

15.00

10.00

27.31

收到基低位发热量

Qnet,ar

kJ/kg

20064

21736

17974

kcal/kg

4800

5200

4300

3

元素分析

收到基碳分

Car

％

50.60

55.50

47.14

收到基氢分

Har

％

3.40

3.50

3.18

收到基氧分

Oar

％

9.40

9.60

10.03

收到基氮分

Nar

％

0.80

0.80

0.67

收到基全硫分

St,ar

％

0.80

0.60

1.0

4

哈氏可磨指数

HGI

/

55

55

49

5

冲刷磨损指数

Ke

/

2.1

2.30

3.1

6

煤中游离二氧化硅

SiO2（F）

%

2.87

2.36

5.16

7

灰熔点

灰变形温度

DT

℃

1080

1120

1260

灰软化温度

ST

℃

1110

1150

1270

灰半球温度

HT

℃

1130

1170

1280

灰流动温度

FT

℃

1150

1190

1320

8

灰成分分析

二氧化硅

SiO2

％

57.48

49.21

60.36

三氧化二铝

Al2O3

％

18.15

16.54

21.74

三氧化二铁

Fe2O3

％

10.44

16.74

6.85

氧化钙

CaO

％

4.48

7.23

3.58

氧化镁

MgO

％

1.00

0.85

1.40

氧化钾

K2O

％

2.12

1.32

1.44

氧化钠

Na2O

％

1.40

1.71

0.86

二氧化钛

TiO2

％

0.72

0.65

0.95

三氧化硫

SO3

％

3.23

4.85

1.80

二氧化锰

/

％

0.048

0.069

0.021

9

煤中微量元素

煤中氟

Far

µg/g

84

76

75

煤中氯

Clar

%

0.016

0.013

0.020

煤中砷

Asar

µg/g

16

6

8

煤中汞

Hgar

µg/g

0.11

0.12

0.15

10

煤灰比电阻

（电压500V）

温度19℃时

/

Ω.cm

5.60×1010

5.10×1010

2.90×1010

温度80℃时

/

Ω.cm

9.85×1011

4.30×1011

3.90×1011

温度100℃时

/

Ω.cm

3.20×1012

1.60×1012

1.80×1012

温度120℃时

/

Ω.cm

3.70×1012

2.70×1012

2.60×1012

温度150℃时

/

Ω.cm

5.20×1011

4.90×1011

5.10×1011

温度180℃时

/

Ω.cm

6.90×1010

6.20×1010

6.50×1010

1.4.2删除

1.4.4锅炉运行条件

2）锅炉点火方式为：

等离子点火，取消油系统。

等离子点火系统由卖方负责设计、配供，等离子设备采用烟台龙源电力技术股份有限公司产品或等同，最终买方确定。

3）制粉系统采用中速磨正压直吹冷一次风制粉系统，每台炉配备6台中速磨煤机，五运一备。

煤粉细度R90设计煤种为23%、校核煤种1为21.5%、校核煤种2为24%，煤粉均匀性指数n=1设计。

4）脱硝系统：

每台锅炉配置2台SCR反应器，还原剂采用液氨，催化剂采用2+1配置，脱硝效率按80%设计

2.1锅炉本体性能要求

2.1.3锅炉能适应设计煤种和校核煤种。

燃用设计煤种，负荷为额定蒸发量时，锅炉保证热效率（按低位发热值）不低于93.8%。

2.1.5锅炉在燃用设计煤种，最低稳燃负荷不大于35%BMCR时，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100%的要求。

2.1.27锅炉点火方式为：

等离子点火，取消油系统。

2.1.28在炉膛及煤粉燃烧器的设计中充分考虑降低NOX排放的有效措施。

锅炉本体与烟气脱硝（SCR）同步建设，脱硝（SCR）布置在锅炉钢构架后，空预器拉出布置，省煤器出口NOX排放值不超过250mg/Nm3（O2=6%），并且不得超过相关的最新版国家标准；脱硝装置的系统设计和布置要求详见附件12烟气脱硝装置技术协议。

2.2.1锅炉结构

（1）锅炉采用露天岛式布置，运转层以下不封闭，锅炉运转层标高15.0m，最终标高应与给煤机层标高一致，卖方应承诺运行层标高改变后不加价且锅炉炉膛各热力特性指标不变。

在运行层锅炉钢构架范围内设置栅格大平台，运转层以上炉前不设封闭。

2.2.3燃烧室和水冷壁

（2）采用的设计方案和设计数据必须满足：

7）决定炉膛热负荷时，对于锅炉在B-MCR工况下，炉膛出口烟气温度的确定应考虑在任何工况下受热面不会结焦；

炉膛热负荷不大于以下数值：

炉膛截面热负荷5.0MW/m2

炉膛容积热负荷85kW/m3

（26）FSSS由买方自行订货（在DCS中实现），卖方提供相应的控制设备和监测仪表，并提供包括FSSS逻辑框图及说明在内的锅炉有关资料，并有义务负责锅炉本体与FSSS的设计配合，配合DCS厂家完成FSSS系统的设计及调试。

卖方提供的火检系统采用进口产品。

火检冷却风机支座，管道（风机出口至火检接口处的所有管道及附件）及支吊架的设计和供货由卖方负责，等离子点火系统火检冷却风卖方负责。

煤火检探头及放大器按safefire、forney、ABB选型，买方确认。

卖方负责设计等离子点火装置及火检探头的安装位置，并提供煤、等离子系统的结构图和布置图，卖方应负责等离子点火装置及火检系统的安装调试。

（27）炉膛应装设炉膛火焰工业电视装置，配备等离子点火系统控制设备。

2.2.4燃烧设备

（1）煤粉燃烧器的设计应考虑设计煤种、校核煤种在煤质允许变化范围内的适应性。

燃烧方式采用切圆燃烧。

卖方应采取保证燃烧器喷咀不结焦、不烧坏的措施，提供燃烧器喷口尺寸面积及结构图，并提供完整可靠的燃烧器阻力特性数据。

燃烧器设计中应设置相应的等离子点火装置并负责等离子点火装置的实施。

卖方在设计资料中应对等离子点火装置系统的配置、设计作出详细说明，卖方应向买方推荐卖方认为最优的等离子点火装置系统（含冷炉制粉系统）。

（6）燃烧器的设计、布置应考虑降低燃烧产物中NOx的措施和实现不投等离子稳燃最低负荷的措施，NOx排放浓度在省煤器出口不超过250mg/Nm3（O2=6%，BMCR工况下）。

（8）买方确定使用等离子点火方式，取消燃油系统，每台炉配一套（两层）等离子点火系统，以保证锅炉启动点火性能。

卖方对等离子点火系统启动和助燃工况进行热力系统计算，并提出进入磨煤机的热风参数要求。

并保证可以在锅炉冷态启动条件下配合磨煤机完成制粉。

1）.卖方应提供等离子点火燃烧器及全套辅助系统，满足业主同期安装等离子点火系统的要求，等离子点火燃烧器性能和要求应与主燃烧器一致，并应承诺装设等离子点火燃烧器不影响锅炉性能。

2）.卖方提供的等离子燃烧器内应设有壁温监测系统，每台燃烧器上应有两个以上的K分度的热电偶测点，在线监测燃烧器壁温，以防止燃烧器超温。

3）.等离子点火燃烧器出力应满足锅炉升温、升压曲线的要求，在锅炉达到锅炉稳燃负荷后，应保证可以切断等离子电弧作为普通主燃烧器正常使用，不会改变锅炉燃烧性能，不降低锅炉的燃烧效率，不会造成锅炉受热面超温、燃烧器结渣等影响锅炉安全运行的问题。

4）.等离子点火燃烧器充分考虑在作为主燃烧器使用时的耐磨损、耐烧损问题，燃烧器本体的寿命应不低于锅炉主燃烧器的寿命。

5）.等离子点火系统应可以在主控室内DCS上进行远方操作完成点火过程，并有完善的控制系统保证系统的安全运行。

6）.等离子点火系统应设有完善的监控系统，运行人员可以在主控室完成启弧、停弧、功率调节等操作，同时监控系统内部应设有完善的保护逻辑，可保证系统的安全运行。

7）.卖方应提供等离子点火系统冷却水量和载体空气量等辅助参数。

8）.卖方设计和供应锅炉本体范围内的等离子点火系统，包括等离子点火器装置及控制系统，冷炉制粉系统（含暖风器等），冷却水系统，图像火检及载体风系统，壁温监测系统和风粉在线检测系统等。

等离子点火设备至少应包含但不限于：

等离子发生器、等离子燃烧器、电源控制柜、隔离变压器等。

辅助系统至少应包含但不限于：

等离子发生器冷却水系统、等离子载体风系统、冷炉制粉系统、图像火检系统、热控系统（除DCS外）、等离子燃烧器壁温监测系统、等离子一次风监测系统等及所有系统的相关气、水、电的管道、阀门、仪表、附件、支吊等。

等离子点火系统正常备用期间能满足直接拉弧点火，不需要就地及远方任何切换操作。

9）.等离子点火燃烧器利用等离子点火器将通过燃烧器的煤粉直接点燃。

10）.等离子点火燃烧器停运后，可作为主燃烧器使用，其性能应不低于原燃烧器的性能（包括NOx排放，着火稳定性，燃尽性，结渣性等）。

等离子点火设备的燃烧器喷嘴均可以与原锅炉主燃烧器喷嘴同步摆动，不能出现卡涩、摆动角度不准等问题。

11）.离子点火燃烧器应耐磨损、耐烧损。

燃烧器本体部件寿命应不低于60000小时，且更换简单方便。

等离子燃烧器本体应能承受±0.35MPa的压力。

12）.等离子点火过程火焰应连续、稳定，无爆燃。

13）.从等离子启动指令发出到拉弧成功时间不大于25秒。

14）.在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100%的要求。

15）.燃烧器本体材质选用耐热铸钢，可耐受1000℃以上的高温。

16）.等离子煤粉燃烧器的出力应有较大的适应范围，能与制粉系统、锅炉启动曲线相适应。

17）.在锅炉冷态启动条件下可配合磨煤机完成制粉，并直接点燃煤粉，在锅炉低负荷运行时可随时投入使用，起到稳燃作用。

18）.等离子发生器型式空气压缩、空气载体等离子发生器，其功率在80～200kW间连续可调。

其阳极寿命在800小时以上；阴极寿命在100小时以上，且更换方便。

等离子载体采用压缩空气。

19）.等离子发生器输出功率可灵活控制，满足锅炉点火需要。

20）.等离子发生器出口段等均采用耐磨铸钢，可以耐受一次风煤粉气流的冲刷磨损，两次大修间隔应不少于6年。

同时等离子发生器可整体拆除，维护、检修方便。

21）.等离子电气盘柜排风系统

所有等离子电气整流柜采用强迫风冷循环冷却方式，冷风经底部侧面进入，排风通过机柜内自带风机上排出机柜，便于后期配置机外排风管道（即：

下侧进风，上排风方式）。

热空气通过柜外排风道排至室外。

整流柜（以下简称机柜）内自带冷却风机应有备用容量，并自带整流模块温度监测及报警装置，以保证整流装置或变压器等设备工作在允许的温度范围内。

机柜内自带单台风机的柜外余压应不小于300Pa，以能将机柜所产生热风排出室外。

机柜上部出风口自带安装法兰（含反法兰及连接附件）。

机柜内自带冷却风机电源为双电源，工作电源故障时，备用电源能自动投入且能保证设备的正常运行。

动力与控制电源分开取电。

机柜内风机出口应设整流模块温度监测装置，一旦风机故障，应及时报警并能远传故障、启停信号至控制室。

风机平均无故障时间应不小于装置本身，并应便于拆装。

每块整流柜应有温度越限报警。

整流装置能在-5℃~＋50℃的环境温度下连续运行。

柜外排风管道及安装附件由设计院负责设计。

等离子厂家负责提供包括（但不限于）所有盘柜布置平、立面图，所有盘柜的总发热量，备用情况，整流柜内部自带风机的风量、风压参数，规定出风口定位尺寸及规格等数据。

未尽事宜待设计联络会确定。

22）等离子电气要求

a.电气系统总的要求

Ⅰ、买方仅提供每台炉等离子点火系统2路6kV动力电源至等离子变压器，每台炉等离子变压器数量不超过2台，每台变压器容量变压器≤1000kVA。

卖方提供每路所需负荷容量。

等离子系统电气低压系统中性点接地方式应同主厂房一致。

Ⅱ、每台等离子变压器、配套电气盘柜及电气控制，均为卖方提供，并布置于同一电气配电间内，每台炉1个配电间（不大于10mx8m），拟布置于每台炉端部。

Ⅲ、买方仅提供6kV电源至等离子变压器高压侧动力电缆，等离子系统电气盘柜至其系统设备电缆均由卖方提供。

Ⅳ、买方提供等离子电气配电间至锅炉本体电缆路径布置图，允许卖方利用买方电缆桥架，买方没有设计但为卖方所需电缆构筑物设施，由卖方负责设计及供货。

Ⅴ、动力电缆采用ZRC-YJV系列电缆，控制电缆采用ZRC-KVVP2系列电缆，最小截面为1.5mm2。

b.电气设备要求

Ⅰ、等离子变压器

要求等离子变压器采用铜芯低损耗干式变压器，自冷式（电源由卖方自行解决），F级绝缘，B级温升考核。

隔离变压器外壳防护等级不低于IP23。

隔离变压器能承受50kA短路电流的冲击。

等离子变压器自带温控器（型号同主厂房），可根据温度自动控制相应冷却器。

等离子变压器提供“温度高”、“温控器故障”等报警信号至6kV开关柜，提供低压侧零序电流至6kV开关柜。

Ⅱ、配套电气柜及就地控制箱

布置于室内电气柜外壳防护等级不低于IP21，布置于室外电气柜外壳防护等级不低于IP54，电气柜及柜内开关能承受不小于45kA短路开断电流。

柜内电气电气元件选择应与主厂房一致（ABB、西门子或施耐德产品）。

电气柜均应允许柜内上或下电缆进出线。

低压开关柜中大于或等于75kW的电动机回路应配置综合保护装置，保护装置选型应与主厂房其他开关柜一致。

电气设备应有远方启停的接口和状态反馈接口。

（9）删除。

（11）煤、等离子点火燃烧器应便于检修拆装。

（14）删除。

2.2.9阀门

（18）锅炉范围内的进口阀门不得使用国内合作生产的产品，详见进口件清单。

安全阀：

过热器、再热器进、出口安全阀、过热器出口动力排放阀（PCV）及隔离阀；

调节阀：

过热器、再热器减温水调节阀及隔离阀、分离器储水罐水位调节阀、省煤器进口给水主管路隔断阀及逆止阀、给水旁路调节阀及前后隔断阀、吹灰系统调节阀；

疏放水阀、放气阀、隔离阀（均指一次门）：

省煤器进口管路、水冷壁各集箱、顶棚及包墙出口集箱、过热器进出口集箱及锅炉厂提供的主蒸汽管道、再热器进出口集箱及锅炉厂提供的再热管道、启动系统等；所有高温高压疏水阀；疏水系统不采用球阀。

取样阀：

过热器出口、再热器进口、省煤器进口管路给水取样一次阀；

执行机构：

二次风门用执行机构、烟气调节挡板执行机构、空气预热器进口关断挡板执行器；

锅炉配套提供的调门、快关门（气动）全部采用进口执行器。

阀门与执行器配套提供。

电动执行机构应为进口智能型一体化产品。

锅炉供货范围内不采用基地式调节机构。

执行器应能接受并反馈4～20mA信号。

吹灰系统蒸汽管道的总电动截止门和手动截止门。

如有遗漏或系统改变引起阀门增加，锅炉厂按系统要求补全相同品牌的阀门，且价格不作调整。

2.2.14热工测量、调节、保护和控制

（2）锅炉的控制装置

5）炉膛安全监控系统（FSSS）

b）买方将装备适合于主燃烧器、等离子燃烧器、遥控点火和监控的控制系统。

系统应包括火焰监测，系统还包括给煤机和磨煤机启动和停止程序。

e）卖方提供的控制设备和仪表包含炉膛压力开关、火检和冷却风系统、控制装置等。

6）等离子点火仪控设备

a）卖方负责等离子点火燃烧器、冷却水系统、载体风系统、冷炉制粉系统、壁温监测、图像火检、一次风速在线监测系统等所有系统范围内所有就地仪表、仪表阀门及相关附件、控制设备、电缆、备品备件等的供货并负责控制系统的施工图设计、安装指导、调试及用户培训等。

b）所有仪表均应集装或连接到卖方提供的就地控制柜、接线盒或保护箱上，所有电动门、仪表由卖方电源柜供电，所有泵与风机均需配供就地控制柜。

c）每台喷燃器均应配备火焰检测器的开孔。

每台喷燃器的火焰变化应由单独的火焰检测器进行检测。

卖方配合设计锅炉在任何工况下最能真实反应单个燃烧器火焰和整个炉膛燃烧的火检探头安装位置，并预留好开孔和安装位置，所有有关火检探头的接口工作由卖方负责。

火检冷却风机控制柜能接受两路380/220VAC电源（电源由买方供至控制柜电源端子排），并在控制柜内实现电源自动切换。

火检冷却风机支座，管道（风机出口至火检接口处的所有管道及附件）及支吊架的设计和供货由卖方负责。

d）卖方提供的燃烧器（包括点火器）在电厂应有成熟的运行经验，且安全可靠，并具有就地控制功能，其就地点火控制箱与DCS中的FSSS有接口。

接口由卖方负责（接口内容包括：

就地点火控制箱送给DCS的阀门的状态信号、DCS发出的指令信号）。

卖方所选设备须经买方认可。

e）从卖方控制柜、电源柜、接线盒至卖方就地仪表和电气设备的电缆属卖方设计、供货及安装指导范围；卖方供货的控制电缆为屏蔽阻燃温电缆，计算机电缆为屏蔽阻燃计算机电缆，靠近燃烧器区域采用耐高温电缆。

f）卖方所供接线盒、变送器柜防护等级不低于IP54。

g）对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方应考虑和提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS控制系统的协调配合，提供完善控制、保护逻辑，直至接口完备。

h）卖方提供的等离子图像火检系统至全厂工业电视系统（买方提供）的连接电缆属卖方设计、供货及安装指导范围，卖方应负责与全厂工业电视系统厂家的协调配合，直至接口完备。

12）删除。

13）火焰检测及其冷却风系统

卖方提供一套完整的火焰检测系统，每个燃烧器都分别装设火焰检测器，以辨别燃烧器火焰。

卖方提供的火检应是最新的可联网调试的一体式智能型火检。

煤火检探头及放大器按safefire、forney、ABB选型，最终设备选型和制造厂家选