超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备补充技术协议.docx

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超超临界燃煤空冷机组汽轮机设备补充技术协议

国电建投内蒙古能源有限公司

煤电一体化项目布连电厂

2×660MW超超临界

燃煤空冷机组

汽轮机设备

补充技术协议

总则说明

为了贯彻落实国电集团公司和国电电力发展股份有限公司关于学习上海外高桥第三发电有限责任公司工程建设和科技创新经验，在布连电厂一期工程中控制造价，提高质量，建设创新型工程，提高工程优化设计和节能降耗水平。

在2008年12月至2009年2月期间，对布连电厂2×660MW超超临界燃煤空冷机组进行了集中设计优化与技术创新工作，并在2009年2月22日通过了由国电电力组织的设计优化与技术创新方案审查。

依据国电电力发展股份有限公司国电股工【2009】87号文件“布连电厂2×660MW超超临界燃煤空冷机组设计优化技术创新方案审查会议纪要”的精神，签订汽轮机设备的补充技术协议。

1.1本补充技术协议适用于国电建投内蒙古能源有限公司煤电一体化项目的布连电厂一期2x660MW超超临界燃煤空冷机组汽轮机及其附属设备和附件，它提出了汽轮机设备参数及热力系统优化后的设计技术要求,作为2008年9月签订的汽轮机技术协议的补充文件。

1.2本补充技术协议明确了汽轮机设计参数的变化，如下：

1.2.1汽轮机主蒸汽额定参数由原来的25MPa提高到27MPa，温度600℃保持不变；

1.2.2汽轮机额定设计背压由原来的13KPa降为12KPa；

1.3本补充技术协议明确了在热力系统上的设计变化，如下：

1.3.1汽动给水泵组由原来的两台50%容量改为单台100%容量；给水泵效率83%（暂定）；给水泵汽轮机效率81%（暂定）；给水泵汽轮机采用配备自带凝汽器的湿冷方式，背压为5.6kPa；

1.3.2两台机组公用一台30%容量的电动启动给水泵；

1.3.3再热系统管道压降为高压缸排汽压力的8%；

1.3.4旁路为高低两级串联旁路，其中高旁容量为100%；

1.3.5在TRL工况下,最终给水温度为295.1℃；

1.3.6四段抽汽量为80t/h，五段抽汽量为65t/h（暂定）；

1.4卖方供货范围中的设备必须满足由于汽轮机设计参数变化而引起的高压缸、配套阀门和管道等相应变化；

1.5其他条款按照2008年9月签订的汽轮机技术协议执行。

2技术条件

2.1变动的技术条款说明，详见附件：

2.2其他技术要求

2.2.1上海汽轮机厂配合空冷岛制造厂商提供机组运行的特性曲线，即不同汽机背压对应的发电量、热耗、排汽量、排汽焓、排汽干度等数据，由空冷岛制造厂商负责优化运行背压。

另外，上海汽轮机厂应考虑凝结水回水温度的不同造成的对主机热耗的影响。

2.2.2上海汽轮机厂提供的排汽装置容量满足低压旁路排汽量，热井容积满足机组凝结水一次调频方式（具体配合双方进一步协商）。

为了满足电网频率的要求，当汽轮机转速降低除锅炉增加燃料指令外，通过瞬间减少凝结水流量达到减少抽汽量的方式，增加汽轮机的做功能力。

机组运行中采用全程滑压运行方式，汽轮机调门始终处于全开状态，全周进汽，避免了节流损失。

凝结水调频过程为：

加负荷时，减小凝结水流量，使进入低加的抽汽量减少，机组发电功率增加，此时除氧器水位下降，排汽装置水位上升；减负荷时，增加凝结水流量，使进入低加的抽汽量增加，机组发电功率减少，此时除氧器水位上升，排汽装置水位下降。

2.2.3高压旁路采用100%容量，低压旁路容量待定。

汽轮机厂需提供三级减温减压器的入口蒸汽温度、压力参数，供设计院在旁路选型时参考。

2.2.4关于烟水换热器的说明（具体在一联会上解决）

根据系统优化，在凝结水系统7号低压加热器进出口分别引全容量管路，通过阀门调节凝结水流量进而调节进入烟水换热装置的凝结水温度在65℃~70℃，使其始终运行在烟水换热装置管壁腐蚀温度以上。

经过烟水换热的凝结水回到6号低压加热器进口，在6、7号低压加热器之间设置隔离阀。

系统流程图如下：

3修改后的技术数据

原技术协议中的表5-2、表5-7，在经过参数优化后发生了改变，更新后的数据如下：

表5-2汽轮机特性数据

项目

单位

THA

工况

TRL

工况

TMCR

工况

VWO

工况

阻塞背

压工况

75%THA

（定/滑）

60%THA

（定/滑）

50%THA

（定/滑）

40%THA

（定/滑）

高加全

切工况

7#低加切除工况

厂用汽

工况

机组出力

660000

697123

711303

699767

495000

396000

330000

264000

660000

汽轮发电机组热耗值

kJ/kWh

7652

8018

7691

7706

7662

7857/7774

8088/7956

8362/8197

8765/8559

7915

7661

7952

主蒸汽压力

MPa（a）

27/20.017

27/16.081

27/13.619

27/11.205

24.073

再热蒸汽压力

MPa（a）

5.244

5.586

5.65

5.805

5.65

3.987/3.912

3.252/3.159

2.782/2.687

2.314/2.221

5.455

5.25

5.448

高压缸排汽压力

MPa（a）

5.7

6.078

6.147

6.316

6.146

4.333/4.255

3.534/3.438

3.023/2.924

2.514/2.418

5.923

5.707

5.931

主蒸汽温度

℃

600

再热蒸汽温度

℃

600

高压缸排汽温度

℃

353.3

365.7

367.4

372

367.4

342.2/358.4

335.3/361.6

330.7/364.2

326.1/366.8

375.8

353.6

361.3

主蒸汽流量

kg/h

1864008

2021763.6

2082416.4

2021763.6

1382050.8/

1352577.6

1110279.6/

1074528

940125.6/

903913.2

773733.6/

739069.2

1631779.2

1867129.2

1962162

再热蒸汽流量

kg/h

1581739.2

1696665.6

1706803.2

1754514

1706785.2

1196928/

1172998.8

973555.2/

944038.8

831193.2/

800964

689979.6/

660700.8

1618556.4

1584007.2

1655215.2

背压

KPa（a）

7.7

低压缸排汽干度

0.9304

0.9568

0.9271

0.9264

0.9285

0.9424/

0.9435

0.9589/

0.9608

0.9803/0.9828

0.9261

0.9268

0．924

低压缸排汽焓

kJ/kg

2424.3

2523.7

2416.5

2415

2403

2452.9/

2455.7

2492.4/

2496.9

2543.4/

2549.2

2614.8/

2621.3

2414

2415.9

2409．2

低压缸排汽流量

kg/h

1093251.6

1174705.2

1167314.4

1195239.6

1149256.8

856519.2/854485.2

712749.6/

710409.6

618408/

616219.2

522561.6/

520516.8

1198951.2

1100080.8

991393.2

补给水率

表5-7汽轮机THA工况下各级抽汽参数

抽汽级数

流量kg/h

压力MPa（a）

温度℃

最大抽汽量kg/h

第一级（至1号高加）

93121.2

7.484

390.5

第二级（至2号高加）

176187.6

5.700

353.3

第三级（至3号高加）

87994.8

2.644

490.3

第四级（至除氧器）

78246

1.241

379.9

第四级（至给水泵汽轮机）

94773.6

1.241

379.9

第五级（至5号低加）

66020.4

0.588

283.1

第六级（至6号低加）

87786

0.279

207.7

第七级（至7号低加）

83282.4

0.0779

107.5

4修改后的汽轮机主要数据汇总表

表5-27汽轮机主要数据汇总表

序号

项目

单位

数据

备注

机组型式

超超临界、一次中间再热、三缸二排汽、单轴、空冷式

汽轮机型号

NZK660-27/600/600

额定出力（THA）

660

铭牌出力（TRL）

660

最大连续出力（TMCR）

697.1

最大出力（VWO）

711.3

额定主蒸汽压力

MPa（a）

额定主蒸汽温度

℃

600

额定再热蒸汽进口温度

℃

600

主蒸汽额定进汽量（THA）

t/h

1884.0

主蒸汽最大进汽量（VWO工况）

t/h

2082.4

阻塞背压

kPa（a）

7.7

配汽方式

全周进汽+补汽阀

额定给水温度（TRL）

℃

295.1

额定工况热耗（THA）

kJ/kWh

7652

低压末级叶片长度

910

汽缸数量

个

汽轮机总内效率

90.72

高压缸效率

90.27

中压缸效率

93.23

低压缸效率

88.44

通流级数

级

高压缸

级

中压缸

级

2x15

低压缸

级

2x5

5技术资料的交付进度

5.1各种工况下的热平衡图，于2009年3月20日前提供

5.1.1THA工况

5.1.2TRL工况

5.1.3TMCR工况

5.1.4VWO工况

5.1.5阻塞背压工况

5.1.685%THA工况

5.1.775%THA工况

5.1.860%THA工况

5.1.950%THA工况

5.1.1040%THA工况

5.1.1130%THA工况

5.1.1230%VWO工况

5.1.13高加全部切除工况

5.1.14厂用蒸汽用汽工况

5.2热力及修正曲线图，正式资料随机提供，配合资料根据项目进度提供

5.2.1主蒸汽压力对功率、热耗率的修正曲线。

5.2.2主蒸汽温度对功率、热耗率的修正曲线

5.2.3再热蒸汽温度对功率、热耗率的修正曲线

5.2.4再热系统压降百分数对功率、热耗率的修正曲线

5.2.5排汽压力对功率、热耗率的修正曲线

5.2.6各监视段压力和功率的关系曲线

5.2.7抽汽口压力和主蒸汽流量的关系曲线

5.2.8高、中、低压缸内效率和热耗率、功率的关系曲线

5.2.9调节阀开度和热耗率、功率的关系曲线

5.2.10汽耗率、热耗率和功率的关系曲线

5.2.11主蒸汽流量和功率、热耗率的关系曲线

5.2.12给水泵汽轮机用汽量对主汽轮机功率、热耗率的修正曲线

5.2.13给水泵焓升对功率、热耗率的修正曲线

5.2.14给水温度对功率、热耗率的修正曲线

5.2.15过热器、再热器减温水对功率、热耗率的修正曲线

5.2.16排汽容积流量和排汽损失的关系曲线

5.2.17热力性能试验测点布置图

5.2.18负荷背压限制曲线

5.2.19极冷态启动曲线

5.2.20冷态启动曲线

5.2.21温态启动曲线

5.2.22热态启动曲线

5.2.23极热态启动曲线

附件变动的技术条款说明

1、原技术协议中：

1.2.7厂用电系统

（1）中压：

暂定中压系统为10kV或6KV三相50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为10kV或6KV。

修订后：

中压系统调整为为10kV三相50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为10kV。

2、原技术协议中：

1.3机组负荷模式

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

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

提供优化后的机组负荷分配模式（年运行小时数），如下：

100%THA

75%THA

50%THA

40%THA

3200小时

1800小时

1260小时

800小时

3、原技术协议中：

1.4.5.1在汽机主汽阀前额定压力：

25MPa（a）

修订后：

额定压力：

27MPa（a）

4、原技术协议中：

1.4.5.2中压联合汽门前额定压力：

90%汽机高压缸排汽压力

（再热系统压降按10%高压缸排汽压力考虑）。

修订后：

额定压力：

92%汽机高压缸排汽压力

（再热系统压降按8%高压缸排汽压力考虑）。

5、原技术协议中：

1.2.8设备使用条件机组布置方式：

室内纵向布置，机组右扩建（从汽机房向锅炉房看），汽轮机机头朝向扩建端（暂定）。

机组安装检修条件：

机组运转层标高14.5m（暂定）。

给水泵配置：

每台机组设置两台50％容量的汽动给水泵（和一台30%启动用电动给水泵）。

修订后：

机组布置方式：

室内纵向布置，机组右扩建（从汽机房向锅炉房看），汽轮机机头朝向固定端。

机组安装检修条件：

机组运转层标高14.5m。

给水泵配置：

每台机组设置一台100%容量的汽动给水泵。

6、原技术协议中：

2.1.2.2汽轮机最大连续出力（TMCR）工况

汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（铭牌进汽量），在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率）称为机组最大连续出力（TMCR），输出功率值为695.4MW。

2）背压为13Pa；

4）最终给水温度295.6℃；

6）采用汽动给水泵，给水泵汽轮机背压4.9kPa（a）；

修订后：

输出功率值为697.123MW

2）背压为12Pa；

4）最终给水温度295.8℃；

6）采用汽动给水泵，给水泵汽轮机背压5.6kPa（a）；

此工况也为机组出力保证值的验收工况。

7、原技术协议中：

2.1.2.4热耗验收（THA）工况

当机组功率（当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率）为660MW时，除进汽量以外其它条件同2.1.2.2时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。

热耗率保证值为7730kJ/kWh。

修订后：

热耗率保证值为7652kJ/kWh。

8、原技术协议中：

2.1.5机组在带厂用辅助蒸汽，其它条件同2.1.2.2时，能保证机组输出额定功率。

其中四段抽汽量为80t/h，五段抽汽量为50t/h。

修订后：

机组在带厂用辅助蒸汽，其它条件同2.1.2.2时，能保证机组输出额定功率。

其中四段抽汽量为80t/h，五段抽汽量为65t/h（暂定）。

9、原技术协议中：

2.1.6机组热耗率及汽耗率

机组各种工况的净热耗率及汽耗率如下：

工况

工况名称

发电机功率

背压

kPa

补给水率

热耗率

kJ/kW.h

汽耗率

kg/kW.h

工况1

THA工况

660

7730

2.86

工况2

TRL工况

660

8082

3.09

工况3

TMCR工况

695.45

7772

2.94

工况4

VWO工况

709.381

7789

2.96

工况5

阻塞背压工况

699.472

7.7

7727

2.92

工况6

85%THA工况

定561

7864

2.85

滑561

7820

2.81

工况7

75%THA工况

定495

7979

2.84

滑495

7906

2.79

工况8

60%THA工况

定396

8230

2.86

滑396

8113

2.78

工况9

50%THA工况

定330

8557

2.93

滑330

8412

2.83

工况10

40%THA工况

定264

8936

3.00

滑264

8745

2.88

工况11

带厂用辅助蒸汽工况

工况12

高加全停工况

660

8032

2.52

修订后：

机组热耗率及汽耗率

机组各种工况的净热耗率及汽耗率如下：

工况

工况名称

发电机功率

背压

kPa

补给水率

热耗率

kJ/kW.h

汽耗率

kg/kW.h

工况1

THA工况

660

7652

2.82

工况2

TRL工况

660

8018

3.06

工况3

TMCR工况

697.123

7691

2.90

工况4

VWO工况

711.303

7706

2.93

工况5

阻塞背压工况

699.767

7.7

7662

2.89

工况6

85%THA工况

定561

7749

2.80

滑561

7698

2.76

工况7

75%THA工况

定495

7857

2.79

滑495

7774

2.73

工况8

60%THA工况

定396

8088

2.80

滑396

7956

2.71

工况9

50%THA工况

定330

8362

2.85

滑330

8197

2.74

工况10

40%THA工况

定264

8765

2.93

滑264

8559

2.80

工况11

带厂用辅助蒸汽工况

660

7952

2.97

工况12

高加全停工况

660

7915

2.47

10、原技术协议中：

2.1.6.2卖方按下列公式计算汽轮发电机组的热耗率（不考虑试验不精确度容差），机组THA工况的保证热耗率应不高于7730kJ/kW.h。

修订后：

卖方按下列公式计算汽轮发电机组的热耗率（不考虑试验不精确度容差），机组THA工况的保证热耗率应不高于7652kJ/kW.h。

11、原技术协议中：

2.2.1.11卖方配合设计院确定旁路容量。

修订后：

旁路为高低串联二级旁路，其中高旁容量为100%，低压旁路容量不低于65%,具体数值待定；

12、原技术协议中：

2.2.1.12卖方提供除回热抽汽外，允许供给辅助蒸汽的最大抽汽量：

其中四段抽汽量为80t/h，五段抽汽量为50t/h。

修订后：

卖方提供除回热抽汽外，允许供给辅助蒸汽的最大抽汽量：

其中四段抽汽量为80t/h，五段抽汽量为65t/h（暂定）。

13、原技术协议中：

3.2.1为验收卖方提出的保证值，对该机组进行如下项目的性能验收试验。

3）在THA工况下，机组的净热耗值不高于7730kJ/kWh（不考虑试验不精确度容差）；

修订后：

3）在THA工况下，机组的净热耗值不高于7652kJ/kWh（不考虑试验不精确度容差）；

签字：

国电建投内蒙古能源有限公司

河北省电力勘测设计研究院

上海电气集团股份有限公司

上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂

上海电气电站设备有限公司上海电站辅机厂

2009年3月17日

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