电厂机组调试技术三方协议律师审核.docx
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电厂机组调试技术三方协议律师审核
印度尼西亚
苏门答腊SUMSEL(苏姆赛尔)-5
(2×150MW)坑口燃煤电站
电厂机组调试技术规范书
二〇一四年七月北京
1.总则
1.1本技术规范书适用于“INDONESIAMINEMOUTHCFSPPSUMSEL–5(2×150MW)”循环流化床机组的调试要求。
1.2买方在本技术规范书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,卖方卖方应满足本技术规范和所列标准的要求,招、投标双方有权根据有关标准、规程和规范进行协商而提出一些补充要求。
对中国及印度尼西亚有关安全等强制性标准,必须满足其要求。
如两者有不同时,按最高标准要求执行。
1.3如未对本技术规范书提出偏差,将认为卖方满足规范书和标准的要求。
偏差(无论多少)都必须清楚的表示在投标文件“差异表”中。
1.4卖方须执行本规范书所列标准。
有矛盾时,按现行较高标准执行。
1.5合同签订后,买方有权根据规范、标准、规程发生变化提出一些补充要求,卖方应给以修改,且不增加费用。
1.6本规范书中数量按一台机组开列,本工程共安装两台机组。
1.7卖方在编制投标技术文件时,应按本招标书的格式及章节进行响应。
1.8卖方应按印尼PLN的要求进行调试配合工作。
同时对WTE公司(275KV输电线路分包商)的调试工作进行指导和配合。
2.概述
2.1厂址条件
本项目为中国电力工程有限公司在印度尼西亚承接的EPC项目。
建设2×580t/hCFB+2×175MW(净出力2×150MW)燃煤机组。
电站厂址位于东经103°51′22.1″,南纬2°09′41.1″,座落在南SUMATRA省的MUSIBANYUASIN自治区的BAYUNGLENCIR,PULAIGADIN村,距JAMBI省JAMBI市南部约60~70公里,距离最近的PLN的AURDURI变电站约60公里。
2.2水文气象
电厂海拔:
26.9~32.2m(MSL)
年平均气压:
1011.2hPa
年极端最高温度:
40.0℃
年平均环境温度:
26.3℃
年极端最低温度:
13.6℃
设计温度:
31.91℃
平均相对湿度84.2%
年平均降雨量:
2505.6mm
最大日降雨量:
351mm
平均风速:
0.9m/s
设计风速:
37.2m/s(10m高,3分钟时距,50年重现期)
主导风向:
NW、W
地震参数:
RefertoSeismicIndonesianCodeSNI03-1726-2002,Zone3withmaximumhorizontalaccelerationatbaserockis0.15gandImportantFactortobeconsideredshallbe:
1.4forBuilding,and1.5forChimney.
对于非岩石地基,地震动峰值加速度为需进行相应修正,根据初步设计的地勘资料:
根据《Designmethodofearthquakeresistanceforbuildings》SNI-1726-2002标准,其场地土为mediumsoil。
3.煤质分析数据
3.1煤质成分(设计煤种)
S/N
Name
Design
CoalType
CoalRange
Worst
CoalType
1
WholewatercontentM[t]%
44.48
38.1-48.74
48.74
2
ProximateAnalysis
3
InherentMoistureMad
14.05
10.47-18.17
18.17
4
Ashcontent[arb]%
6.07
1.89-15.37
15.37
5
Volatilematter[daf]%
54.23
40.98-80.44
54.80
6
FixedCarbon
22.63
17.91-25.26
16.22
7
UltimateAnalysis
8
Carbon[arb]%
36.09
31.32-38.03
28.38
9
Hydrogen[arb]%
2.76
2.76-2.88
2.61
10
Oxygen[arb]%
9.83
8.41-10.66
3.89
11
Nitrogen[arb]%
0.58
0.57-0.62
0.61
12
Sulphur[arb]%
0.19
0.11-0.4
0.4
13
Lowheatingvalue(LHV)asreceivedbasiskCal/kg
2956
2688-3084
2628
14
Highheatingvalue(HHV)asreceivedbasiskCal/kg
3369
3070-3523
3059
15
HGI
76.82
69.00-94.00
69
16
CoalSize(grainsize)mm
300
/
300
3.2灰成分及灰熔点(设计煤种)
S/N
Name
Design
CoalType
CoalRange
Worst
CoalType
1
SilicondioxideSiO2%
61.19
25.84-82.98
55.83
2
AluminaAl2O3%
22.93
5.74-35.96
26.68
3
FerricoxideFe2O3%
7.45
2.73-34.91
9.59
4
TitaniumdioxideTiO2%
0.69
0.10-2.10
2.09
5
Mangano-manganicoxideMn3O4%
0.05
0.01-0.78
0.07
6
CalciumoxideCaO%
1.95
0.49-13.57
1.86
7
MagnesiaMgO%
1.69
0.63-7.64
1.03
8
SodiumoxideNa2O%
1.68
0.09-9.64
0.09
9
KaliK2O%
0.68
0.16-1.89
0.19
10
PhosphoruspentoxideP2O5%
0.20
0.02-0.30
0.36
11
SulfurtrioxideSO3%
1.49
0.29-9.44
2.21
12
AshFusionTemperature
DSSPdidn’tprovidedata
DSSPdidn’tprovidedata
12.1
DeformationTemperatureoC
/
/
1060
12.2
SofteningTemperatureoC
/
/
1080
12.3
HemisphericalTemperatureoC
/
/
1090
12.4
FlowingTemperatureoC
/
/
1100
12.5
DeformationTemperatureoC
/
/
1130
12.6
SofteningTemperatureoC
/
/
1150
12.7
HemisphericalTemperatureoC
/
/
1170
12.8
FlowingTemperatureoC
/
/
1190
3.3入炉煤粒度要求
为保证最佳锅炉性能,煤粒度曲线如下:
dmax=20mm,d50=2.2mm。
图3-1煤粒度曲线
3.4石灰石粉
石灰石粉成分如表下表所示:
编号
名称
单位
数值
1
全水
%
0.22
2
碳酸钙CaCO3
%
95.82
3
碳酸镁MgCO3
%
0
4
其它
%
3.96
5
烧失量
%
43.63
为保证最佳锅炉性能,石灰石粒度曲线如下:
dmax=1.5mm,d50=0.45mm
图3-2石灰石粒度曲线
3.5启动床料
为了满足锅炉性能的要求,启动床料粒度要求如下:
dmax=3mm,d50=0.6mm
4.主要设备规范
4.1锅炉
锅炉采用东方锅炉股份有限公司生产的循环流化床、一次中间再热、全钢结构、露天布置、自然循环汽包锅炉。
锅炉容量及主要参数,主蒸汽的压力、温度、流量等应与汽轮机参数相匹配。
锅炉B—MCR工况对应汽轮机的VWO工况。
表4-1锅炉参数表
B-MCR
T-MCR
过热蒸汽流量(t/h)
580
541.2
过热蒸汽压力(MPa.g)
13.8
13.8
过热蒸汽温度(℃)
540
540
再热蒸汽流量(t/h)
477.014
446.687
再热蒸汽进、出口压力(Mpa.g)
2.90/2.73
2.71/2.55
再热蒸汽进、出口温度(℃)
336/540
330/540
给水温度(℃)
253
249
4.2汽轮机
汽轮机采用东方汽轮机厂生产的超高压、中间再热、双缸、双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。
型号:
N175-13.24/535/535
额定工况(T-MCR+0%MAKEUP)参数如下:
功率:
175MW
主汽门前主蒸汽压力:
13.24MPa(a)
主汽门前主蒸汽温度:
535℃
主蒸汽流量:
541.2t/h
再热蒸汽流量:
446.687/h
中联门前再热蒸汽温度:
535℃
中联门前再热蒸汽压力:
2.571MPa(a)
汽轮机排汽量:
373.229t/h
汽轮机排汽压力(背压):
0.009MPa(a)
给水温度:
249.7℃
冷却水设计温度:
32℃
汽轮机保证热耗:
8520kJ/kW.h
转子旋转方向:
顺时针(从机头看)
汽轮机VWO工况功率:
185.628MW
回热级数:
2高加+1除氧+4低加
4.3发电机
发电机采用济南发电设备厂生产的自并励静止励磁、空冷型发电机。
型号:
WX21Z-092LLT
额定功率:
175MW
额定电压:
15.75kV
额定功率因数:
0.85(滞后)
频率:
50Hz
额定电流:
7547A
额定转速:
3000r/min
相数:
3
磁极数:
2
定子线圈接法:
YY
冷却方式:
空冷
短路比(保证值):
0.51
效率(保证值):
98.84%
绝缘等级:
F级(温升按B级考核)
励磁方式:
静态励磁
5.工作范围及规程与标准
5.1工作范围
按《火力发电建设工程启动试运及验收规程(2009)》、《火电工程启动调试工作规定(电力工业部建设协调司1996年5月)》、《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》,以及招标人与业主签订的EPC主合同关于2×150MW(净出力)火力发电机组的启动和调试要求(详见附件1和附件2),工作范围包括但不限于:
5.1.1本电厂范围内的主设备及其全部辅助设备和系统的各个专业的调试;
5.1.2公用设施及系统各个专业的调试;
5.1.3电厂外围设备及其系统各个专业的调试(包括:
场外取水系统、275kV输电线路(2×6km));
5.1.4配合厂家完成主厂房内小程控、公用系统和外围系统的PLC程控及其他系统的调试;
5.1.5负责全厂EPC主合同范围内电气保护整定值的计算(包括275kv系统部分的保护定值计算),配合热工保护定值的最终确认以及负责EPC主合同范围内电气与热工的热态整定工作;
5.1.6参加单体调试,见证单体和确认调试,并提出调试意见;
5.1.7电厂性能保证试验的配合工作。
5.2本标段遵照的规程与标准
1、《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009
2、《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号
3、《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号
4、《电力建设工程预算定额调试篇》(中电联技经02-48)
5、《电气设备交接试验规程》GB50150-2006
6、《二十五项反事故技术措施》
7、《汽轮机甩负荷试验导则》
8、《模拟量控制系统负荷变动试验导则》
9、《火电机组机组热工自动投入率统计方法》
10、《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004
11、《循环流化床锅炉启动调试导则》DL/T340-2010
12、《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004
13、《除灰除渣系统调试导则》DL/T894-2004
14、以及国家及国家电力公司最新颁布的验收标准,国家和行业颁布的标准、规程、规范的要求及设备厂家供货合同规定的标准。
15、招标人与业主签订的EPC主合同规定的国际标准和印尼当地标准(详见合同附件4《甲方与业主签订的EPC主合同的技术要求》)。
(说明:
上述标准、规范和规程等均应为最新版和现行版,若在本项目合同签订后,国家及有关部门对上述标准进行更新,则应按最新版本执行)
6.调试前期准备
6.1前期准备工作内容包括,但不限于:
1)收集图纸资料。
2)编写调试大纲、调试方案、作业指导书。
3)编写调试工期网络图。
4)编写机组各节点调试进度计划。
5)参加设计联络会。
6)准备各专业试验仪器。
7)编写调试质量文件。
8)提出设计、设备的各方面的问题和缺陷,并提出改进建议。
9)负责全厂EPC主合同范围内电气保护整定值的计算(包括275kv系统部分的保护定值计算),配合热工保护定值的最终确认以及负责EPC主合同范围内电气与热工的热态整定工作。
6.2编写调试大纲
调试大纲的内容包括:
调试组织机构、机组各节点调试进度计划、分系统调试、整套启动的总体规划。
6.3编写调试方案及试验措施
6.3.1汽机专业:
包括但不限于:
1)真空系统系统调试方案。
2)凝结水系统调试方案。
3)辅助蒸汽系统调试方案。
4)汽轮机控制油系统调试方案。
5)汽轮机调节安全系统调试方案
6)汽轮发电机组密封油系统调试方案
7)主蒸汽、再热汽及高低压旁路系统调试方案。
8)汽轮机轴系振动监测系统调试及试验方案。
9)汽轮机润滑油净化系统调试方案。
10)汽轮机盘车装置调试方案。
11)除氧给水系统调试方案。
12)机组抽汽回热系统调试方案。
13)汽轮机轴封系统调试方案。
14)胶球清洗系统调试方案。
15)汽轮机整组启动调试方案。
16)循环水系统调试方案。
17)汽轮机润滑油及顶轴油系统调试方案。
18)各保护、联锁、检查试验项目一览表。
19)机组空调、暖通系统调试方案。
20)汽轮发电机组负荷变动试验方案。
21)甩负荷试验(50%、100%)。
22)机组孤岛运行试验(FCB)。
23)汽轮发电机组整套启动试运安全技术措施。
6.3.2锅炉专业:
包括但不限于:
1)锅炉整套启动调试方案。
2)引风机、一次风机、二次风机、高压流化风机、播煤风机等及其系统调试方案。
3)锅炉蒸汽冲管系统调试方案。
4)辅助蒸汽及燃油管道吹扫方案。
5)锅炉空气预热器系统调试方案。
6)锅炉点火及燃油系统调试方案。
7)过热蒸汽和再热蒸汽温度调节系统调试方案。
8)锅炉疏水排污系统调试方案。
9)锅炉蒸汽严密性试验及安全门调试方案。
10)锅炉冷态调整试验方案
11)锅炉燃烧调整试验方案。
12)锅炉低负荷断油试验调试方案
13)锅炉吹灰系统调试方案。
14)锅炉除灰、除渣系统调试方案。
15)锅炉电除尘器系统调试方案。
16)锅炉输煤系统调试方案。
17)锅炉密封风系统调试方案。
18)锅炉冷却风系统调试方案。
19)配合有关专业制定启动调试有关的措施,如炉前系统水冲洗措施、锅炉范围内自动装置投入措施等
6.3.3电气专业:
包括但不限于:
1)厂用临时受电调试方案(包括采用施工电源为275kv升压站、化水、取水口等先期送电系统)。
2)开关装置调试方案。
3)厂用电系统调试方案。
4)柴油发电机组系统调试方案。
5)变压器试运系统调试方案。
6)电气故障录波分析装置系统调试方案。
7)电气专业现场调试工作安全守则。
8)电气(一次系统)反事故安全技术措施。
9)电气(二次系统)反事故安全技术措施。
10)电气保护装置系统调试方案。
11)励磁系统调试方案。
12)发—变组继电保护系统调试方案。
13)发电机定子绕组三相及电气系统的短路试验调试方案。
14)发电机同期系统检查及试验调试方案。
15)电气整套启动调试方案。
16)厂用电切换分系统调试方案。
17)275KV升压站远动、通讯和保护系统调试方案。
18)275kv输电线路系统调试方案(部分工作由wte负责完成)。
19)275kv升压站系统调试方案。
20)火灾报警系统。
21)照明系统
22)全厂接地系统
23)全厂电气设备定值计算(包括275kv系统部分的保护定值计算)
24)广播呼叫系统
25)通信系统(电话系统)
6.3.4热控专业:
包括但不限于:
1)机组协调控制系统调试方案。
2)锅炉炉膛安全监控系统调试方案。
3)机组跳闸保护系统(ETS)调试方案。
4)汽轮机监视、保护系统调试方案。
5)机组顺序控制系统调试方案。
6)汽轮机数字式电液控制系统(DEH)调试方案。
7)机组高低压旁路控制系统调试方案。
8)机组模拟量控制系统调试方案。
9)机组计算机监视系统调试方案。
10)机组分散控制系统受电及软件恢复调试方案。
11)辅机联锁和保护试验文件。
12)FSSS系统调试方案。
13)机组联锁保护试验方案。
14)机组RB试验方案。
15)机组AGC调试方案。
16)机组输煤系统程控调试方案。
17)机组循环水加药系统程控调试方案。
18)机组锅炉取样加药系统程控调试方案。
19)机组ESP系统程控调试方案。
20)机组水网系统程控调试方案。
21)机组除灰渣系统程控调试方案。
6.3.5化学专业:
包括但不限于:
1)锅炉炉本体及炉前系统清洗调试方案。
2)蒸汽管道吹洗阶段水汽质量监督方案。
3)给水及炉水加药系统调试方案。
4)机组汽水取样系统调试方案。
5)锅炉补给水处理系统调试方案。
6)热力设备停运保护方案。
7)汽水分析仪表调试方案。
8)整组启动期间化学监督调试方案。
9)河边取水及取水管线系统调试方案。
10)污废水处理系统调试方案
11)原水预处理系统调试方案。
12)制氯及加氯系统调试方案。
13)循环水系统调试方案。
7.工程各阶段的调试工作
7.1在工程设计和施工阶段的工作:
7.1.1参加工程设计审查及施工图会审,对系统设计布置,设备选型,启动调试设施是否合理等提出意见和建议。
7.1.2收集和熟悉图纸资料,制定调试计划。
7.1.3准备好调试使用在检定期内的仪器、仪表、工具及材料。
7.1.4在设备安装过程中,经常深入现场,熟悉设备和系统,发现问题要及时以书面形式提交招标人。
7.1.5负责编写机组整套启动调试大纲和试运行指导书以及汽机、锅炉、电气、热工和化学等专业分系统试运调试指导书或措施,并报招标人(启动委员会)审定。
提出启动调试物资准备清单及临时设施,报请招标人审定后交安装单位实施,但此项工作必须同安装单位加强配合,不得造成安装单位返工。
7.2在单体(机)试运、分系统试运和整套启动试运阶段的工作:
7.2.1负责会同招标人共同审核安装单位提交的单体(机)调试措施和指导书,并负责会同招标人在单体(机)调试报告上签字验收。
7.2.2负责制定分系统、整套启动试运阶段试运网络图。
7.2.3负责制定分系统、整套启动试运调试指导书、措施并进行技术交底。
7.2.4负责各辅机的分系统试运工作,会同招标人确认各辅机具备参加整套启动试运的条件。
7.2.5在分系统试运和整套启动试运中,承担指挥工作,参加试运行值班,主持分系统试运、整套试运组交接班会议。
7.2.6指挥运行操作及对设备系统进行调整,按照调试指导书进行各项调试工作,逐项投入各设备和系统的保护、自动、顺序控制系统。
接带负荷,使机组达到满负荷,并完成各项试验,在完成各项试验的基础上,使机组满负荷安全稳定运行并完成可靠性运行要求。
7.2.7自动调节系统设计由相关承包商提出,按业主要求负责组态的承包商在组态前提供调节框图设计、提供辅机控制逻辑图,由业主审查确认。
8.主要调试工作:
8.1单体调试期间的工作
单体调试期间参加单体运行后的验收签证。
8.2分系统试运期间的工作
A汽机专业调试范围及项目,包括但不限于:
1)参加汽机专业组范围内各主要辅机的单体试运工作,掌握试运情况和问题,协助施工单位处理试运出现的问题,确认其是否符合系统调试的条件。
对汽机专业组范围内的主要设备及系统进行检查。
2)主机、辅机保护、联锁检查试验。
3)安全门动作值验收,调节门、抽汽逆止门、电动门等的动作检查及调整试验。
4)配合承包单位对凝汽器碱洗及炉前系统清洗、钝化的保养工作。
5)辅机循环水、冷却水系统调试。
6)生活水、消防水系统调试。
7)辅助蒸汽系统调试。
8)凝结水及补水系统调试。
9)除氧给水系统调试(包括除氧器上水系统的调试)。
10)电动给水系统调试。
11)机组各蒸汽管路吹扫。
12)真空系统调试。
13)抽汽回热系统及疏水系统调试。
14)轴封供汽系统调试。
15)发电机冷却水系统调试。
16)调节保安系统及控制油系统调试。
17)顶轴油系统、盘车装置及净化装置调试。
18)旁路系统投用调试。
19)润滑油系统调试。
20)主汽门严密性试验。
21)真空严密性试验。
22)配合热工做好DEH系统的调试。
23)配合热工做好DCS系统的调试。
24)回热系统的调试。
25)EH油系统调试。
26)所有分系统调试项目的调整试运质量检验及评定要求。
B锅炉专业调试范围及项目,包括但不限于:
1)参加锅炉机组范围内各主要辅机的单体试运工作,掌握试运情况和问题,确认其是否符合整套启动条件。
2)对锅炉机组范围内的主要设备及系统进行检查。
3)组织检查、整定和试验安全阀(包括PCV阀)、各汽水电动阀门、烟、风调节挡板及门。
4)工业水
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