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1、长春东南热电厂2350MW机组新建工程 给水泵组技术协议长春东南热电厂2350MW机组新建工程给水泵组技术协议买 方：吉林电力股份有限公司长春热电分公司设计院：吉林省电力勘测设计院卖 方：上海电力修造总厂有限公司二一四年七月长春东南热电厂2350MW机组新建工程给水泵组技术协议签字页及联系方式买方名称：吉林电力股份有限公司长春热电分公司代表签字：地 址：吉林省长春市双阳区奢岭镇刘家屯邮 件 地 址：联 系 人：刘振东传 真：0431-81177657联 系 电 话：0431-81177650工程设计单位名称：吉林省电力勘测设计院代表签字：地 址：吉林省长春市人民大街3850号邮 件 地 址：
2、联 系 人： 邢培杰传 真：0431-88915095联 系 电 话：0431-85793464卖方名称：上海电力修造总厂有限公司代表签字：地 址： 上海市浦东新区航都路80号邮 件 地 址： 联 系 人： 徐海旭传 真：021-33758710联 系 电 话：021-33758800*2159 长春东南热电厂2350MW机组新建工程 给水泵组技术协议目 录附件1 技术规范1附件2 供货范围28附件3 技术资料和交付进度39附件4 设备监造（工厂检验/试验）44附件5 性能验收试验46附件6 技术性能违约金支付条件47附件7技术服务和设计联络48附件8 交货进度51附件9 分包商/外购部件情况
3、51长春东南热电厂2350MW机组新建工程 给水泵组技术协议附件1 技术规范1总则（1） 本技术协议适用于中电投长春东南热电厂新建工程（2350MW）国产燃煤超临界供热机组的给水泵组设备,它提出了该设备本体及辅助设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。（2）本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术要求作出详细规定，也未充分引述有关标准及规范的条文。卖方保证提供符合本技术协议和相关的国际、国内工业标准的优质产品。（3）卖方执行本技术协议所列标准。有不一致时，按较高标准执行。卖方在设计、制造中所涉及的各项规程、规范和标准保证遵循现行最新版本的标准。（4）在技术协议签订后
4、5天内，卖方按本规范要求，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，买方确认。（5）卖方提供高质量的设备，这些设备均是成熟可靠、技术先进的产品。若设备采用专利涉及到的全部费用均被认为已包括在设备报价中，卖方保证买方不承担有关设备专利的一切责任。（7）在签定合同之后，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，具体项目由招、投标双方共同商定，但价格不再调整。（8）本工程采用KKS标识系统，编制深度至元件级。卖方在中标后提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有KKS编码，KKS编码的编制按4级编制，即机组、系统、设备、
5、组（部）件。具体标识原则由工程总体设计院提出，卖方按此原则进行KKS编码的编制，由工程总体设计院最终确认。（9）本技术协议及相关会议纪要和澄清文件，均与合同正文具有同等法律效力。（10）由于中电投长春东南热电厂肩负长春东南地区的供热任务，要求供热负荷必须稳定，因此，要求给水泵组必须是成熟可靠、技术先进的产品，已证明安全可靠的优质产品。2工程概况长春东南热电厂新建工程厂址位于吉林省长春市双阳区刘家屯，由中国电力投资集1团吉林省能源交通总公司投资建设，属区域城市热电厂，本期建设规模为2350MW国产燃煤超临界供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施。本工程设计热负荷为：采暖供热面积1200104m2，
6、预留工业蒸汽为40t/h。接入系统：以220kV一级电压接入系统，出线双回接入双阳220kV变电站。煤源：设计煤种及校核煤质均采用霍林河褐煤，铁路运输。水源：采用长春市东南污水处理厂经深度处理后的再生水(中水)，不足部分及再生水备用水源采用新立城水库地表水。启动汽源：由140t/h启动锅炉引接。灰渣及脱硫石膏：全部综合利用，周转灰场采用庞家灰场，位于厂址西南侧约15km处，为山谷干灰场。本工程地震基本烈度为7度，反应谱特征周期为0.46s，场地土类型为中软土，建筑场地类别为类。主厂房零米海拔标高约为218.3m。气象特征与环境条件：长春市位于东北地区中部，属于缓坡状丘陵地带。气候特征是双阳地区
7、属中温带半湿润大陆性季风气候区，春季干燥多风，夏季湿热多雨，秋季凉爽，冬季寒冷漫长，具有四季分明，雨热同季，干湿适中的气候特征。具体气象条件如下：累年平均气压 989.0hPa累年平均日照时数 2491.1h累年平均气温 5.5累年平均最高气温 11.2累年平均最低气温 -1.1累年极端最高气温 37.9 （2001年6月4日）累年极端最低气温 -38.6（2001年1月13日）累年一日最大降水量 160.2mm（1991年）累年一小时最大降水量 92.9mm（1991年7月22日）累年最大连续降水量 277.6 mm，连续6日，终止日1991年7月24日累年最多降水量 871.9mm（199
8、1年）累年最大10分钟最大降水量 27.3mm（1978年）累年最多雷暴日数 52d累年平均雷暴日数 34.7d累年10min平均最大风速 21.7m/s （2003年）累年最大冻土深度深度 159cm（1960年17天/3月）累年最大积雪深度 24cm（2000年3个/1月）累年平均相对湿度 65累年全年主导风向 SSW累年全年夏季主导风向 SSW累年全年冬季主导风向 WSW基本风压： 0.5kN/m2基本雪压： 0.35kN/m23 设计和运行条件3.1 系统概况和相关设备3.1.1本工程锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限公司生产的超临界自然循环直流炉，锅炉最大连续出力1110t/h。汽轮机为哈尔滨
9、汽轮机有限公司制造的汽轮机。本工程每台机组共配置2套50%BMCR容量的汽动给水泵组（主泵与前置泵同轴、前置泵+减速齿轮箱+小汽机+主给水泵）+1套35%BMCR容量的电动启动定速给水泵组。每台汽动给水泵设置一台前置泵，由给水泵汽轮机同轴驱动，主泵和前置泵布置在给水泵汽轮机两侧,前置泵通过齿轮箱与给水泵汽轮机平行轴联结。给水泵汽轮机正常工作汽源采用四段抽汽,备用和启动用汽源采用辅助蒸汽。3.1.2 给水泵汽轮机技术规范（暂定）汽轮机型号：_ NGZ83.6/83.5/06_生 产 厂：_哈尔滨汽轮机厂_型式：单缸单流程凝汽式向下排汽最大连续功率： MW，汽轮机连续运行自动调速范围： 3100
10、6000 r/min旋转方向：从汽轮机和电动机看给水泵均为 顺 时针方向。汽动给水泵组额定转速 5455 r/min。3.2安装运行条件3.2.1 机组运行负荷模式机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力。能满足锅炉负荷为不投油最低稳燃负荷以上时，机组投入全部自动装置、不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。机组按复合滑压运行和定压运行两种方式考虑。3.2.2 设备安装位置：汽动给水泵组（主泵与前置泵同轴）布置在汽机房运转层，标高为 12.6 m。每台机组的汽动给水泵组为尾对尾对称布置型式,主给水泵进出水口为下进下出。从小汽机向给水泵看旋转方向为顺时针；前置泵（从小汽机向前置泵看进口
11、在右侧水平，出口在左侧水平），旋转方向为顺时针。（暂定，待给水泵与小汽轮机配合完成后确定）。启动电动给水泵安装在汽机房0 m。电动给水泵电动机及给水泵与前置泵同轴布置。3.2.3 设备的使用条件3.2.3.1 输送介质特性 输送介质： 锅炉给水给水：pH值（25） 9.09.5 硬度 mmol/L 0 溶氧（02） mg/L 5 铁（Fe） mg/L 20 铜（Cu） mg/L 5 油 mg/L 0.3 联氨（N2H4） mg/L 1030(挥发性处理) 导电率（25） ms/cm 0.3SiO2 g/L 20冷却水质：给水泵密封水(如果有)为凝结水(除盐水)，给水泵与前置泵密封冷却水采用闭式
12、循环冷却水。3.2.3.2除氧器技术条件除氧器水箱为一个有效容积150m3的给水箱，除氧器层标高为33.6m。除氧器型式： 卧式 运行方式： 定压滑压定压除氧水箱水温变化范围： 135.7 183 除氧水箱压力变化范围： 0.32 MPa.a 1.073 MPa.a3.2.3.3 设备用途：将除氧器给水箱内经过除氧的给水送至锅炉省煤器进口联箱，同时向汽轮机高压旁路减温器及过热蒸汽减温器、再热蒸汽减温器提供减温水。3.2.3.4 冷却水条件：开式冷却水采用经深度处理后的城市再生水，开式冷却水最高工作温度为33。闭式循环冷却水采用除盐水。闭式循环冷却水的最高工作温度为38。3.2.3.6 厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.450.8MPa，最高温度为50。3.2.3.7 厂用电系统电压a）中压：中压系统为6kV三相50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为6kV。b）低压：低压为380V三相50Hz；额定值200kW以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相220V。直流控制
