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广东中山火电锅炉技术协议 本期工程同步装设SCR脱硝装置，具体技术要求参见第二篇烟气脱硝设备技术规范书。 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，卖方提供一套满足本技术规范书和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。 卖方提供的设备符合本技术规范书和标准的要求。 卖方提出的偏差表示在附件3“差异表”中。 卖方执行本技术规范书所列标准；有矛盾时，按较高标准执行。 卖方对供货范围内的锅炉成套系统设备（含辅助系统及设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。 卖方对于分包设备和主要外购零部件推荐3家产品，最终的分包（或对外采购）的主要产品制造商事先征得买方的确认。 对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方考虑和提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。 合同签订后4周内，按本技术规范要求，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。 卖方中标后，投标文件经技术澄清后，承诺内容和技术协议具有同等约束力，与订货合同正文具有同等效力。 在合同签定后，买方有权因规范、标准、规程发生变化而提出一些补充要求，在设备投料生产前，卖方在设计上给以修改。 本工程采用KKS标识系统。 卖方在中标后提供的技术文件（包括资料，图纸）和设备及其元件等采用KKS标识系统。 P&ID图、设备及零件清册等标识到部件级，设备铭牌上标识到设备级。 卖方对KKS标识代码的唯一性，规律性，准确性，完整性和可扩展性负全责。 标识原则、方法由买方提供。 卖方配套电动机选择节能型电机并满足下列总的要求中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议2功率等级电压等级绝缘等级温升等级型式AC200kW及以上6kV ClassF ClassB全封闭，外壳防护等级IP54(室内)；IP55(室外型)直流电机IP23200kW以下0.38kV DC各类容量0.22kV1.2工程概况1.2.1电厂厂址中山火力发电有限公司位于中山市北部黄圃镇，东南距中山城区约36km，西北距佛山顺德城区约20km，东邻三角镇，南靠东凤镇，西接南头镇，北倚顺德容桂。 水陆交通方便，东去15km有京珠高速公路穿过，西边4km处将有广珠西线高速公路及广珠轻轨南北方向横穿；水路江深水阔，3000t级货轮可以直达广州等内陆港口，也可沿珠江口直通大海。 1.2.2电厂规模本工程建设2台330MW等级燃煤供热机组，同步建设SCR脱硝装置。 1.2.3水源条件电厂水源为鸡鸦水道，取水河段水质为类。 1.2.4交通运输水路运输鸡鸦水道从电厂南部流过，鸡鸦水道常年可通航1500吨级内河船只，电厂在该水道有专用2000吨级卸煤码头。 而且，与电厂相邻的中山糖厂也有一个600吨级杂货码头，可用于装卸建筑材料和设备。 陆路运输黄圃镇目前拥有对外陆路交通干道有京珠高速公路、番中公路、广珠西线公路、105国道南北向经镇域东西部通过，南三公路东西向穿越镇区中部，兴圃大道由东向西穿越镇区中部，中间还有阜港公路。 电厂进厂道路分别通过新丰路、新明路与兴圃大道相接，在陆路运输方面，电厂已形成了从厂内到厂外的便捷的交通联系系统。 铁路运输西边4km处将有广珠轻轨南北方向横穿，该铁路现基本建成，部分路段中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议3通车。 1.2.5循环冷却水系统循环冷却水供水方式拟采用带冷却塔的二次循环，循环水采用淡水。 1.2.6主厂房布置主厂房由汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房组成，每两台机组设一集中控制楼。 除锅炉为露天布置外，其余均为屋内布置。 锅炉运行层标高暂定为12.60m。 主厂房除锅炉房采用钢结构外，其余采用钢筋混凝土结构。 本期工程同步建设SCR脱硝装置，脱硝方案按空预器拖出布置方式考虑。 1.2.7厂用电系统电压1.2.7.1中压厂用电本工程中压厂用电系统采用三相、6kV、50Hz电源系统，容量为200kW及以上的电动机采用6kV电动机。 1.2.7.2低压厂用电低压厂用电系统（包括交流保安电源）为380/220V、三相四线、50Hz电源系统；容量为200kW以下的电动机采用380V电动机；交流控制电压为单相220V。 直流控制电压为220V，直流蓄电池系统，电压变化范围从192.5V到242V。 设备照明和维修电压:设备照明由单独的380/220V照明变压器引出。 维修插座电源额定电压为380V、70A、三相四线、50Hz。 1.3设计和运行条件1.3.1系统概况和相关设备1.3.1.1热力系统 (1)主蒸汽及再热蒸汽系统主蒸汽及再热蒸汽均为单元制系统，主蒸汽管道从锅炉过热器出口接出单根管道，到汽机高压缸前分为两根支管，分别接到汽机高压缸左右侧主汽门。 冷再热蒸汽管道从汽轮中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议4机高压缸两个排汽口接出两根管道，在汽机头部合成一根管道，到锅炉处再分成两根支管，分别接到锅炉再热器入口联箱的两个接口。 热再热蒸汽管道从锅炉再热器出口联箱上的两个接口接出，在锅炉前面并成一根单管通往汽机，在汽机头部分为两根支管，分别至汽机中压缸左右侧中压联合主汽门上。 冷再热蒸汽作为辅助蒸汽系统的汽源之一。 汽机旁路采用高、低压二级串联电动旁路系统，配有70%B-MCR的高压旁路一套和40%B-MCR低压旁路一套（暂定）。 (2)回热抽汽系统汽轮机采用八级非调节抽汽。 1、 2、3级抽汽分别供给三台高压加热器，4级抽汽供给除氧器， 5、 6、 7、8级抽汽分别供给四台低压加热器。 7、8号低加为共用一个壳体的复式加热器，卧式布置在凝汽器喉部。 各高压加热器疏水采用逐级自流的方式最终进入除氧器，在事故情况或低负荷时，疏水可直接进入凝汽器中。 同样，低压加热器疏水也采用逐级自流的方式，最终进入凝汽器中，同时也设有事故疏水措施，以保护低压加热器。 (3)给水系统每台机组设置3台50容量电动调速给水泵（暂定）。 三台高压加热器采用大旁路系统，给水操作台旁路容量暂定为30BMCR容量。 给水系统还为再热器减温器、过热器减温器及旁路系统提供减温水。 (4)凝结水系统凝结水系统每台机设2100带高压变频装置凝结水泵，一运一备。 从凝汽器出来的凝结水分别经过凝结水泵、轴封冷却器和4台低压加热器进入除氧器。 设有凝结水贮存水箱和输送泵，为凝结水系统提供补水和启动注水，同时也作为凝汽器热井水位控制的补水和贮水。 (5)辅机冷却水系统本工程辅机冷却水系统由开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统组成。 闭式循环冷却水系统采用除盐水，主要用于冷却转动机械轴承、电动机等对水质要求较高的地方。 而开式循环冷却水系统取自循环水系统，主要冷却对象为水水换热器等设备，水质为二次循环淡水。 为节约用水，闭式冷却水考虑全部回收。 冷却水系统初步设计参数如下系统名称工作压力(MPa)正常（最高）温度()水源中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议5开式循环冷却水0.10.427 (33)（暂定）淡水闭式循环冷却水0.40.633 (38)（暂定）除盐水1.3.1.2燃烧制粉系统拟采用中速磨正压冷一次风直吹式制粉系统。 设计煤种煤粉细度R90=22（暂定），校核煤种煤粉细度R90=20（暂定）。 空预器一次风和二次风进风均不采用热风再循环和暖风器加热方式。 主要附属设备选择根据锅炉耗煤量及煤质特性，结合燃烧制粉系统计算结果，本期工程燃烧制粉系统主要附属设备拟选择如下 （1）煤仓间一台炉设5台中速磨煤机，要求燃烧设计煤种时，4台运行，1台备用。 2台离心式密封风机，5台电子称重式皮带给煤机，5个原煤斗。 （2）送风机一台炉设2台动叶可调轴流式送风机。 （3）一次风机一台炉配2台动叶可调轴流式一次风机。 （4）引风机一台炉设2台动叶或静叶可调轴流式引风机。 （5）除尘器一台炉设两台袋式或电袋除尘器。 （6）烟气处理烟气脱硝和脱硫。 1.3.1.3辅助设施 (1)点火系统本工程为无油电厂，采用等离子点火和助燃，不设燃油系统。 (2)压缩空气系统本期工程设有一套供检修用的杂用压缩空气系统，并设有仪用空气压缩机系统。 仪用压缩空气工作压力范围0.450.7MPa；仪用压缩空气品质满足国家标准。 1.3.2工程主要原始资料1.3.2.1气象特征与环境条件电厂厂址多年主要气象要素如下历年极端最高气温38.3(1994年7月11日)历年极端最低气温-1.3(1955年1月12日)历年最大年降水量2744.9mm(1981年)历年最小年降水量1000.7mm(1956年)中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议6历年最大一日降水量325.8mm(xx年9月15日)历年最大一小时降水量99.2mm(1955年6月6日)历年最大十分钟降水量41.2mm(1955年6月6日)历年10m高度十分钟平均最大风速28.5m/s，风向NW，发生日期1979年8月2日。 多年平均雨日数158d多年平均雷暴日数76d多年平均冰雹日数0.0d多年平均雾日数13d多年平均大风日数4d多年平均霜日数2d多年平均晴天日数55d多年平均阴天日数153d主导风向为N，风向频率均为10%，静风频率为25%，达到甚高水平。 P=10的湿球温度t?27.2（xxxx年）。 平均最大风速为32.2m/s，10min（1960-xx年）基本风压约为0.65kN/m2（相应离地10m，50年一遇）；最大风速约33.2m/s（50年）。 地面粗糙度类别为B类。 1.3.2.2地形地貌及地质条件厂区地震基本烈度度厂区地震设防烈度度厂区土质和类别类地基承载力试验确定自然标高最高为90.21m(1985国家高程）1.3.2.3盐雾部分设备和系统要考虑盐雾腐蚀，本工程按级污区考虑。 根据GB/T16434-1996“高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准”，本项目的线路和发电厂、变电所设备外绝缘各污秽等级和相应的盐密按下表污秽等级污湿特征盐密，mg/cm3中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议7线路发电厂、变电所IV大气特别严重污染地区，离海岸盐场1km以内，离化学污染和炉烟污秽300m以内的地区0.250.350.250.351.3.2.4燃料 (1)煤质资料1）煤质分析项目符号单位设计煤种校核煤种1.元素分析收到基碳Car%52.9951.17收到基氢Har%3.553.20收到基氧Oar%8.615.44收到基氮Nar%0.930.57收到基硫St.ar%0.990.342.工业分析收到基灰分Aar%25.9324.78收到基水分Mar%7.0014.50空干基水分Mad%2.448.82干燥无灰基挥发分Vdaf%40.3633.983.收到基低位发热量Q.ar kJ/kg20370195804.可磨系数HGI55745.灰熔点变形温度DT11001130软化温度ST11501150流动温度FT11801xx）灰渣成分分析项目符号单位设计煤种校核煤种二氧化硅SiO2%47.8344.04三氧化二铝Al2O3%37.9819.29中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议8二氧化钛TiO2%1.510.94三氧化二铁Fe2O3%4.829.66氧化钙CaO%2.9610.26氧化镁MgO%1.083.34氧化钾K2O%0.361.73氧化钠Na2O%0.251.45三氧化硫SO3%2.104.911.3.2.5锅炉给水及蒸汽品质要求卖方负责推荐水处理工况及化学清洗年限，给水及蒸汽品质满足国家标准火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB/T12145-xx的要求。 (1)锅炉给水质量标准序号项目单位指标备注1TOC?g/Lxx溶解氧?g/L73铁?g/L15期望值104铜?g/L3期望值25二氧化硅?g/L20期望值106pH(25)9.2?9.67联氨?g/L308硬度?mol/L9电导率(氢离子交换后，25)?s/cm0.15期望值0.1010钠?g/L (2)蒸汽品质标准序号项目单位指标备注1钠?g/kg5期望值22二氧化硅?g/kg15期望值103铁?g/kg10期望值54铜?g/kg3期望值1中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议9序号项目单位指标备注5电导率(氢离子交换后，25)?s/cm?0.20期望值0.15 (3)炉水品质标准炉水质量标准pH值9.09.7硬度?mol/1总含盐量mg/l二氧化硅（SiO2)0.2mg/l氯离子Cl-10.5mg/l磷酸根1mg/l1.3.3安装运行条件1.3.3.1机组运行负荷模式负荷小时100%额定功率416075%额定功率200050%额定功率75050%额定功率300机组年利用小时数不少于6125h，年运行小时数不少于7800h。 运行一年后，强迫停机率小于2%，且锅炉能连续运行大于4320小时。 100%?锅炉质量引起的强迫停炉小时数锅炉强迫停用率=运行小时数锅炉质量引起的强迫停炉小时数1.3.3.2负荷性质机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力。 机组能满足锅炉负荷为35%BMCR及以上时能投入全部自动装置，锅炉不投等离子系统助燃而全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。 1.3.3.3启动、并网和带负荷机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。 卖方提供上述不同启动方式下的启动曲线，包括蒸汽（主蒸汽和再热冷、热段蒸汽）和给水的压力、中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议10温度、流量等，卖方配合汽轮机厂定出不同启动方式下的机组联合启动曲线。 1.4技术条件1.4.1参数、容量/能力1.4.1.1主要参数本期工程装设2台亚临界参数自然循环汽包炉。 采用单炉膛，型露天岛式布置，四角切圆燃烧，一次中间再热，平衡通风，固态排渣，全钢架，全悬吊结构，同步装设SCR烟气脱硝装置。 (1)锅炉主要参数(下列参数仅供卖方报价时参考，卖方应承诺最终参数必须与汽轮机参数相匹配，由此引起增加的费用由卖方承担)名称项目BMCR工况BRL工况额度供热工况单位过热蒸汽额定蒸发量110010991099t/h出口蒸汽压力17.4417.3617.36MPa.g出口蒸汽温度542542542再热蒸汽蒸汽流量933.99892.2794.0t/h进/出口蒸汽压力4.03/3.833.86/3.673.83/3.67MPa.g进/出口蒸汽温度335/542332/542331/542给水温度293290290注1）卖方根据与330MW等级供热汽轮机的匹配情况，将采用的参数填写在锅炉主要参数表中。 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。 4）锅炉容量和主要参数等与330MW汽轮机参数相匹配。 卖方负责机炉参数的协调。 (2)锅炉热力特性名称符号单位BMCR BRL额定供热工况干烟气热损失L G4.784.804.78中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议11名称符号单位BMCR BRL额定供热工况燃料中水份及含氢热损失L MH0.430.430.43空气中水份热损失L MA0.120.120.12未完全燃烧热损失L UC0.600.600.60辐射及对流热损失L R0.200.210.20不可测量损失L UN0.100.100.10机械未完全燃烧损失q4%-制造厂效率裕量L MM0.14计算热效率（按低位发热量）93.7793.7493.77保证热效率（按低位发热量）93.6燃料消耗量kg/h152300144600150800炉膛容积热负荷KW/m388.884.287.9下炉膛容积热负荷MW/m3-炉膛断面热负荷MW/m24.254.034.21燃烧器区域壁面热负荷MW/m21.371.301.36炉膛出口空气过剩系数1.201.201.20省煤器出口空气过剩系数1.221.221.22空预器进风温度（一次/二次）20/2020/2020/20空预器出口热风温度（一次/二次）341/346342/346341/346空预器出口烟气温度(修正前/修正后)130/124131/125130/124注1)炉膛出口选取按DL/T831-xx大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则。 2)炉膛容积定义为下部取冷灰斗一半处，上部取炉膛出口，其中扣除节距小于457.2mm管束之容积。 3)燃烧器区域面积取最上排及最下排一次风喷口中心线分别向上及向下各1.5m的有底无顶的五面体。 4)卖方按照DL/T831-xx大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则的规定提供锅炉炉膛设计参数并进行重要炉膛特征参数的选取。 5)卖方提供锅炉炉膛结构简图，图中要详细标明各部尺寸如炉膛高度（Hu、HL）、中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议12深度（DU、DL）、宽度（W），以及拱顶上折点到折烟角和到冷灰斗上折点、冷灰斗高度、折焰角深度等距离（或采用标高）。 6)各种炉膛热强度值按照DL/T831-xx大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则的规定计算并提供。 1.4.1.2设计条件 (1)锅炉给水锅炉正常连续排污率1BMCR补给水量正常（按BMCR的2.5）27.5t/h启动及事故（按BMCR的6）66t/h补给水制备方法一级除盐加混床系统（暂定）锅炉给水质量满足国家标准（GB/T12145-xx）。 (2)锅炉运行条件锅炉运行方式，带基本负荷并可调峰。 制粉系统中速磨冷一次风正压直吹式制粉系统，设计煤种煤粉细度R90=22%（暂定），校核煤种煤粉细度R90=20%（暂定）。 给水调节机组配置3台50%B-MCR容量的电动给水泵（暂定）。 汽轮机旁路系统设置高低压串联旁路，配有70%B-MCR的高压旁路一套和40%B-MCR低压旁路一套（暂定）。 除渣方式锅炉除渣暂定采用干式除渣方式（暂定，也可能采用水浸式刮板捞渣机机械除渣装置），卖方对采用干式除渣方式后对锅炉设计有何影响进行分析说明。 空气预热器 一、二次进风加热方式无。 1.4.2性能要求1.4.2.1锅炉带基本负荷运行并能调峰。 1.4.2.2机组能以定滑定和定压运行方式中的任何一种方式运行。 在以定滑定方式运行时，滑压运行的范围暂按锅炉最大连续出力的3090%；定压运行的范围按锅炉最大连续出力030%和90100%。 卖方给出压力负荷曲线，滑压拐点与汽轮机厂一起优化后确定。 中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议131.4.2.3锅炉能适应设计煤种和校核煤种。 在考核工况的条件下，锅炉保证热效率不小于93.6%（按低位发热值，BRL工况，设计煤种），锅炉SCR脱硝装置前NOx（氮氧化物，以NO2计，标准工况下，下同）排放量290mg/Nm3）。 1.4.2.4当所有高压加热器停运时，锅炉出力和蒸汽参数能满足汽轮机铭牌出力下连续运行的要求，各受热面不超温。 1.4.2.5在燃用设计煤种和校核煤种时，锅炉能满足负荷在不大于35BMCR长期不投等离子系统助燃下稳定安全运行，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。 1.4.2.6锅炉具有良好的煤质变化适应能力，当锅炉实际燃用煤质偏离本技术规范书中给定的设计和校核煤质，差值在下表范围内时，锅炉能在各种负荷下安全稳定运行，并达到额定参数。 项目Vdaf AarMar Q.ar DT烟煤5%?5?4?10?50?C注除Q.ar为相对偏差外，其余均为绝对偏差。 1.4.2.7锅炉具有良好的变负荷适应性能，负荷变动率为在50100BMCR时，不小于每分钟5BMCR在3050BMCR时，不小于每分钟3BMCR在30BMCR以下时，不小于每分钟2BMCR负荷阶跃在50%B-MCR以上时，每分钟不少于10%B-MCR，在50%B-MCR以下时，每分钟5%B-MCR。 卖方提供变压运行曲线，并与汽机匹配。 1.4.2.8定压运行工况在60100%B-MCR范围内，过热蒸汽及再热蒸汽能维持其额定汽中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议14温；滑压运行工况在50100%B-MCR范围内，过热蒸汽及再热蒸汽能维持其额定汽温，其允许偏差过热蒸汽在?5之内，再热蒸汽在+5和-10之内。 卖方所采取的措施。 当再热器入口蒸汽温度偏离设计值20或蒸汽压力偏离设计值+25%时，出口汽温达到额定值，受热面金属不超温。 1.4.2.9锅炉燃烧室的承压能力锅炉燃烧室（包括炉墙、刚性梁、炉顶密封及水冷壁联接件等）的设计压力大于5870Pa，瞬时承受压力不低于9800Pa，当燃烧室突然灭火或送风机全部跳闸，引风机出现瞬间最大抽力时，炉墙及支撑件不产生永久变形，锅炉在运行中，炉墙及炉内悬吊受热面完全不允许有晃动，卖方使受热面不晃动的措施，详见专题说明锅炉说明书。 (炉膛最大瞬时承受压力暂按9.8kPa考虑，在刚性梁设计中考虑增设脱硝和脱硫装置后所导致的炉膛瞬时负压可能增大的影响。 )锅炉具有先进的防止煤粉爆炸的措施和良好的防止内爆的特性。 1.4.2.10炉膛出口左右两侧烟温偏差炉膛出口左右两侧因空气动力场不均匀产生的烟温偏差不超过50，卖方说明减小烟温偏差的措施及设计、制造及技术支持方业绩，提供专题报告确保锅炉炉膛出口烟气分配均匀的技术措施。 1.4.2.11过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5和10。 1.4.2.12在锅炉正常运行条件下，当环境温度小于或等于27时，锅炉炉墙、热力设备、管道等的保温表面温度不超过50；当环境温度大于27时，上述保温表面温度允许比环境温度高25，散热量不超过290W/m2。 对于防烫伤保温，保温结构外表面温度不超过60。 1.4.2.13在BMCR工况下，过热器（汽包至过热器出口）的压降不大于1.373MPa。 1.4.2.14在BMCR工况下，再热器（低再入口至高再出口）的压降不大于0.2MPa。 1.4.2.15省煤器入口联箱至汽包的压降不大于0.4MPa。 1.4.2.16锅炉两次大修间隔能达到5年及以上，小修间隔能达到1年及以上。 1.4.2.17喷水减温器喷嘴的使用寿命大于80000小时；燃烧器的检修周期达到1个大修周期及以上；省煤器防磨设施的检修周期也达到1个大修周期及以上。 1.4.2.18锅炉各主要承压部件的使用寿命大于30年，受烟气磨损的低温对流受热面的使用寿命达到100000小时(卖方提供所采取的措施)，空气预热器的冷端蓄热元件的使用寿命达到50000小时。 中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议151.4.2.19锅炉烟风系统的设计能满足单台回转式空气预热器启动、运行的要求。 空预器可单侧运行，单侧运行可满足锅炉60%B-MCR负荷。 1.4.2.20锅炉从点火到带满负荷的时间，与所匹配的汽轮机的启动特性相匹配，在正常启动情况下达到以下要求冷态启动68小时温态启动34小时热态启动1.52小时极热态1.5小时卖方提供必要的启动升压曲线。 1.4.2.21在使用年限内不同状态下允许起停次数为:冷态启动(停机超过72小时)200次温态启动(停机1072小时)1200次热态启动(停机少于10小时)5000次极热态启动(停机少于1小时)400次负荷突变(10%汽机额定负荷)12000次卖方提供必要的冷态、温态、热态及极热态启动曲线，提供在使用年限内不同状态下允许起停次数，并提供在上述各种状态下，锅炉主要受压元件每次启停的寿命消耗数据，其总的寿命消耗不超过70%，并提供相应的计算标准。 锅炉的启动满足汽轮机启动要求。 中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议1617.6MPa中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议1717.6MPa17.6MPa中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议18类别次数寿命消耗（/次）冷态启动2000.01418温态启动12000.00693热态启动50000.00326极热态4000.00183负荷阶跃120000.00046总计33.681.4.2.23锅炉点火方式采用等离子无油点火系统煤粉，具体要求见1.4.3.5章节。 1.4.2.24炉膛及煤粉燃烧器的设计采用先进的低氮燃烧技术以降低NOx排放，SCR脱硝装置进口前NOx排放值不超过290mg/Nm3（干基，O26），并提供相关的专题报告。 本期工程同步建设SCR脱硝装置，卖方推荐SCR脱硝装置的布置方案，锅炉构架的设计结合炉后布置（空预器移出布置，脱硝装置布置于空预器上方），炉后构架结合SCR脱硝装置整体考虑，锅炉钢构架和基础荷载考虑脱硝装置及相应烟道和附属设备的荷载，并留足余量。 脱硝方案详见第二篇烟气脱硝设备技术规范书。 1.4.2.25烟、风压降实际值与设计值的偏差不大于10%。 1.4.2.27卖方保证锅炉从启动到B-MCR范围内各种工况下的水循环安全可靠。 有足够的安全措施和裕度，避免发生循环停滞、倒流、膜态沸腾等，工程设计阶段提供下列数据允许的最小循环倍率；锅炉BMCR时计算循环倍率；中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议19锅炉不投等离子系统助燃的最低稳燃负荷35%B-MCR时计算循环倍率；其它需验算的工况计算循环倍率。 1.4.2.28锅炉启动时，炉膛出口烟温小于540时允许再热器干烧。 1.4.2.29汽机旁路采用高、低压二级串联旁路系统，配有70%B-MCR的高压旁路一套和40%B-MCR低压旁路一套（暂定）。 1.4.2.30卖方从设计、采购、制造、质量保证等方面专题说明锅炉防止爆管的措施。 1.4.3设计和结构要求1.4.3.1锅炉本体 (1)炉膛结构符合DL/T-831-xx标准的要求。 (2)锅炉采用露天岛式布置，运行层标高暂定为12.60m，运行层采用热浸锌格栅板铺设。 设计上充分考虑防冻、防雨、防风和防腐蚀等措施。 锅炉钢架、平台扶梯、轻型屋盖等由卖方设计供货。 设计时充分考虑防盐雾腐蚀的措施。 (3)炉顶采用大罩壳密封结构，设置轻型钢屋盖，汽包层设置封闭的司水小室。 汽包两端及前方的司水小室由卖方设计并供应骨架、顶棚、护板及塑钢门窗等。 结合SCR脱硝装置的布置，回转式空气预热器移出炉后独立布置，脱硝装置布置于空预器上方，布置方式均满足检修空气预热器和烟风道的要求。 脱硝设备由卖方设计和供货，脱硝钢架与锅炉钢架一起考虑统一设计，锅炉总体设计方案按卖方脱硝设备考虑。 SCR脱硝品牌为东方锅炉品牌。 (4)锅炉构架除承受锅炉本体荷载、风雪荷载、地震荷载等外，还需承受安装荷载、主厂房框架（除氧煤仓间）与锅炉构架之间平台及其他联络平台传递的垂直荷载，并负责搭接牛腿的设计和供货。 另外，还需承受炉后烟道和脱硝装置的荷载（包括风载、地震、积灰、检修、活荷载作用）、锅炉范围内的各汽水管道、烟风煤粉管道、吹灰设备、炉顶金属屋盖、锅炉运行层大平台、煤仓间与锅炉构架之间各层平台、炉顶部检修起吊设施及起吊部件、一次风机、送风机、电梯井、脱硝装置、烟道等传来的荷载。 每台炉设1.6t电梯一台（电梯由买方负责供货），电梯井钢架、水平支撑、锅炉与电梯间的连接平台、电梯井封闭（封闭采用单层0.7mm压型钢板，面漆为氟碳涂层，要求20年免维护，面漆颜色由买方确定；每层电梯门入口处有宽度不小于900mm的挡雨板（上、左、右三个方向）等由卖方负责设计并供货；电梯井基础由买方负责设计并供货。 炉顶检修吊采用3t单轨电动葫芦，卖方负责设计及供货（特种设备设计制造单位须中山火力发电有限公司2300MW“上大压小”热电联产扩建工程锅炉设备技术协议20在中山市质量技术监