锅炉本体技术协议书.doc

广东国华粤电台山发电有限公司二期工程2x1000MW机组（#6、#7）锅炉买卖合同附件锅炉本体技术协议买方：广东国华粤电台山发电有限公司卖方：上海电气集团股份有限公司中国 上海 2007年9月183 / 188目 录附件1 技术规范1附件2 供货范围101附件3 技术资料和交付进度130附件5 质量保证和控制、设备监理和性能验收试验138附件7 技术服务和设计联络168附件8 分包与外购178附件1 技术规范1 总则1.1 概述1.1.1 本技术协议适用于台山发电厂二期(首两台1000MW级机组)的#6、#7超超临界锅炉及其辅助设备和附件，它提出了设备及其辅助设备和附件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。1.1.2买方在本技术协议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，卖方应提供一套满足本技术协议和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准,必须满足其要求。卖方须执行本技术协议所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。1.1.3卖方应保证提供的锅炉设备具有良好的防结焦性能，如在质保期满后，由于卖方的原因导致锅炉设备发生结焦并影响机组正常、安全、经济运行，卖方有义务和买方一起研究分析原因，共同采取有效措施解决设备结焦问题。1.1.4合同签订后1个月内，按本规范要求，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。1.1.5要求卖方提供的技术文件（包括图纸）采用KKS标识系统（卖方应承诺采用买方提供的企业标准）。标识原则、方法和内容在签订技术协议时提供给卖方。编码深度至少满足DCS、PLC控制的要求，对设备易损件进行编码。1.1.6卖方对成套设备（含辅助系统与设备）负有全部技术责任，包括分包（或采购）的设备和零部件，分包（或对外采购）的产品制造商应事先征得买方的认可。卖方对于分包设备和主要外购零部件推荐2至3家产品，买方有权参加分包、外购设备的招标和技术谈判，卖方和买方协商选择分包厂家，但技术上由卖方负责归口协调。1.1.7在签订合同之后，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，在设备投料生产前，卖方应在设计上给予修改。具体项目由买卖双方共同商定。1.1.8 卖方对锅炉成套设备（含辅助设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。分包（或对外采购）的产品制造商事先征得买方的认可。对于卖方配套的控制装置，仪表设备，卖方将考虑和提供与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。1.1.9卖方配套电动机满足下列总的要求：项目功率等级电压等级绝缘等级温升等级型式AC200kW及以上6kVClass FClass B全封闭，外壳防护等级：IP54(室内)； IP56(室外)200kW以下0.38kVDC动 力0.22kV控 制0.11kV1.2 工程概况台山发电厂位于珠江口以西60km(直线距离)沿海的铜鼓湾上, 属台山市赤溪镇铜鼓村地域，三面环山, 南面临海。厂址东北面距赤溪镇约15km(直线距离), 东面为大襟岛, 相距约5km, 西北距广海镇17km, 北距台山市约50km。厂址为由湾湖相及砂堤沉积物所形成的一块海滨山谷平地。一期工程已安装5台600MW国产燃煤机组，二期厂区在一期扩建端侧，先上两台1000MW国产燃煤机组，本次合同设备为6、7号机组。计划6号机组于 2009年12月投产，7号机组于2010年3月投产。1.2.1 厂址位置二期厂区在一期扩建端侧，主要场地在国华路东侧，堤内场地标高6m，堤外场地靠一期厂前区标高4m，现为一期施工场地。厂址北、东两侧均有满足200年一遇高潮位标准的围堤。厂区零米地坪标高4.5 m（珠基），主厂房零米地坪标高4.8m（珠基）。1.2.2 厂区的岩土工程条件6、7号机组主厂区大部分中等风化微风化岩层出露，可采用天然地基，东北及东南部位中等风化岩面往主厂区外侧倾斜，东北角中等风化岩层埋深25m，为避免基础不均匀沉降及有利于抗震设计，主厂区宜统一采用中等风化微风化岩层作为基础持力层，中等风化岩层埋藏较深初宜采用桩基础，以中等风化微风化岩层作为桩端持力层。地下水对混凝土结构及钢结构均有弱腐蚀性。微风化岩层作为桩端持力层。1.2.3 地震烈度及场地类别厂区地震基本烈度为VII度。地震水平加速度0.1g。场地土类别II类。1.2.4 运输根据厂址的自然条件与现状以及电厂的远景规划, 厂址交通运输的原则是: 水路为主、公路为辅、不考虑铁路。1）水路运输厂址南临南海, 靠近外海主航道, 厂址的水路运输较为方便, 已建成专用煤码头和重件码头。电厂煤码头位于厂区南端港池内，规划2个10万t级泊位，码头结构设计及卸船机选型按10万t船考虑，港池内的调头园已考虑10万t船的条件，近期可停靠3.55万t级煤船，远期挖深港池及航道后，可泊靠710万t级运煤船。2）外部公路随着电厂一期工程的建设, 厂址附近的交通状况大为改善, 进厂公路(双向四车道混凝土路面)已建好, 汽车可直达厂址。从台城到电厂厂址可走东、西两线公路, 也可以走新开通的新台高速公路。1.2.5 燃料电厂燃煤采用神华煤。1.2.6 水源新建小马河水库或海水淡化。1.2.7 循环冷却水系统供水系统采用海水二次循环。1.2.8 电气出线电厂暂以500kV电压等级接入系统，二期出线2回，预留三期1回。1.2.9 气象条件厂区临近南海，气候较温和，空气较湿润，并有较强的盐雾腐蚀作用。雨季较长，夏季多雷暴，属亚热带气候。 多年平均气压 101.11 kPa 多年平均气温 22.6 多年平均最高气温 28.4 多年平均最低气温 14.9 多年极端最高气温 37 多年极端最低气温 3.0 多年平均相对湿度 81% 多年年平均降水量 2182.4 mm 多年年最大降水量 3657.7 mm 多年年最小降水量 1028.1 mm 多年日最大降水量 324.8 mm 三十年一遇最大风速 37.5 m/s 五十年一遇最大风速 41.95 m/s 多年十分钟最大风速 37.3 m/s 多年平均风速 4.7m/s 全年主导风向 东北 基本风压 50年一遇 0.85KN/m2,地面粗造度为A类1.2.10 冷却水系统锅炉有关设备及其辅机冷却水采用闭式循环冷却水系统，冷却水水质为除盐水，冷却水水量按最高工作温度选取，冷却水全部回收。闭式循环冷却水系统初步设计参数如下：系统名称设计压力(MPa)最高工作温度()水质闭式循环冷却水0.939除盐水1.2.11 压缩空气系统动力气源为仪用压缩空气，压力为0.450.8MPa(g)，至过滤减压器处气源压力不小于0.45MPa(g)，选择气动头按0.45MPa(g)考虑。1.3 主要技术规范本期工程装设二台1000MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为超超临界参数变压运行直流炉、一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式布置。1.3.1 锅炉容量和主要参数锅炉出口蒸汽参数为27.46 MPa(g)/605/603。锅炉型号：SG3091/27.46-M541锅炉主要参数(暂定)：名 称单位BMCRBRL过热蒸汽流量t/h30912944过热器出口蒸汽压力MPa(g)27.4624.34过热器出口蒸汽温度605605再热蒸汽流量t/h2580.92465再热器进口蒸汽压力MPa(g)6.035.76再热器出口蒸汽压力MPa(g)5.835.58再热器进口蒸汽温度375367再热器出口蒸汽温度603603省煤器进口给水温度298295注：a) 压力单位中“g” 表示表压。“a” 表示绝对压(以后均同)。b) 锅炉额定蒸发量(BRL)即是汽机在TRL（1000MW）工况下的进汽量（进汽量等同于TMCR工况）。c) 锅炉最大连续蒸发量(BMCR)对应于汽机在VWO工况下的进汽量。1.3.2 锅炉热力特性(BMCR、BRL工况)由卖方填写：详见技术数据表名 称符号单位BMCR工况BRL工况干烟气热损失LG%4.554.50氢燃烧生成水热损失LHm%0.150.15燃料中水份引起的热损失Lmf%0.050.05空气中水份热损失LmA%0.110.10未燃尽碳热损失LUC%0.600.60辐射及对流热损失Lb%0.180.21未计入热损失LUA%0.300.30计算热效率（按低位发热量计算）%94.0494.07制造厂裕量Lmm%保证热效率(按低位发热量)%93.72炉膛容积热负荷kW/m374.0170.94炉膛断面热负荷MW/m25.1944.978燃烧器区壁面热负荷MW/m21.1561.108环境温度22.6空气预热器出口热风温度一次风温度340338二次风温度350348炉膛出口空气过剩系数1.21.2空预器出口过剩空气系数1.21.2空预器出口烟温（修正前）131129空预器出口烟温（修正后）1251221.4 设计条件1.4.1 煤种项 目符号单位设计煤种校核煤种收到基全水份Mar%14.516.0空气干燥基水份Mad%8.069.92收到基灰份Aar%7.7012.6干燥无灰基挥发份Vdaf%37.8938.98收到基碳成分Car%62.5857.05收到基氢成分Har%3.703.68收到基氧成分Oar%10.059.23收到基氮成分Nar%1.070.95收到基硫成分Sar%0.400.49哈氏可磨指数HGI6150冲刷磨损指数Ke2.151.1收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg24.0022.33煤灰熔融性变形温度DT11201090软化温度ST11601120流动温度FT11801160灰 渣 成 分项 目符 号单 位设计煤种校核煤种二氧化硅SiO2%35.4322.64三氧化二铝Al2O3%11.7211.52三氧化二铁Fe2O3%9.5925.48氧化钙CaO%28.93 28.73氧化镁MgO%2.141.04三氧化硫SO3%6.624.64氧化钾K2O%1.050.4氧化钠Na2O%0.881.3二氧化钛TiO2%0.570.28二氧化锰MnO2%0.380.66其它%2.793.31说明：本工程拟掺烧印尼煤，煤质资料见下表。请卖方提供相关性能数据，并提出掺烧比例建议。 同时，卖方需充分考虑到锅炉掺烧印尼煤的适应性，采取必要的防爆等措施，并提出确保锅炉安全稳定运行的专题说明。技术数据和专题在本技术协议签订后14天内提交。印尼煤质1：KPC PINANG指标基准典型值工业分析全水收到基15.0%内水空干基9.0%灰分空干基6.0%挥发分空干基40.3%全硫空干基0.6%发热量低位收到基-高位收到基6200千卡/千克高位空干基-高位干燥无灰基-哈氏可磨系数45灰熔点变形温度还原性1150球形温度还原性-半球温度还原性1200流动温度还原性1250元素分析碳干燥无灰基77.5%氢干燥无灰基5.5%氮干燥无灰基1.6%氧干燥无灰基14.6%灰成分分析氧化硅干基53.0%氧化铝干基23.5%氧化铁干基9.0%氧化钙干基3.1%氧化镁干基2.7%氧化钠干基0.6%氧化钾干基2.1%氧化钛干基1.0%氧化锰干基-氧化磷干基0.4%氧化硫干基4.6%结渣性指数-沾污性指数-其他分析粒度分布+50mm2.0%-50mm +25mm-25mm +6mm-6mm +2mm-2mm30.0%燃料比干基-氯空干基502恩氏粘度(20)0E1.21.673运动粘度(20)厘沱3.08.04残碳%0.45灰份%0.0256硫含量%0.27机械杂质%无8水份%痕迹9闪点(闭口)5510凝点011酸度mgKON100ml1012低位发热量MJkg41.913密度kgm38301.4.3 锅炉给水及蒸汽品质要求1.4.3.1 锅炉给水质量标准补给水量：正常时_31_t/h 启动或事故时_248_t/h补给水制备方式：一级除盐加混床系统锅炉给水质量标准： （采用联合处理方式CWT）总硬度： 0 mol/L溶解氧： 30300 g/L(加氧处理)铁： 10g/kg铜： 3g/kg二氧化硅： 15g/kgpH值（CWT工况）： 8.09.0 （加氧处理）电导率(25)： 0.15 S/cm钠： 5g/kg锅炉补给水质量标准：电导率(25)： 0.15 S/cm二氧化硅： 20g/kg1.4.3.2 蒸汽品质要求 钠：5 g/kg二氧化硅： 15 g/kg电导率(25)：0.15 S/cm铁：10 g/kg铜：3 g/kg1.4.4 厂用电系统电压：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。低压：低压交流电压系统（包括保安电源）为380/220V、三相四线、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。直流控制电压为110V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围从94V到121V。应急直流油泵的电机额定电压为220V直流，与直流蓄电池系统相连，电压变化范围从192V到248V。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。1.4.5 锅炉运行条件锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。制粉系统：中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机，五运一备，设计煤粉细度R90=20%，煤粉均匀系数n=1.0。给水调节：机组配置250%BMCR调速汽动给水泵。汽轮机旁路系统：按100高压旁路（65）低压旁路（暂定）。1.4.6 锅炉投入商业运行后，年利用小时数不小于6500小时，年运行小时数不小于7800小时。卖方提供锅炉投产第一年因产品质量和卖方原因引起的强迫停运率及连续可调时间的保证值。锅炉强迫停运率不大于2%，计算公式如下：1.4.7 机组运行模式符合以下方式负荷每年运行小时数100% 420075% 212050% 118040% 3001.5 设计制造技术标准1.5.1 锅炉的设计、制造所遵循的标准的原则为：1.5.1.1 按引进技术设计制造的及进口设备，按引进技术相应的标准如ASME、ASTM、NFPA等及相应的引进公司标准规范进行设计、制造、检验。1.5.1.2 在按引进技术标准设计制造的同时，还满足最新版的中国国家标准和相关行业标准规范。1.5.1.3 在按引进技术标准设计制造的同时，还满足中国安全、环保及其它方面最新版的国家强制性标准和规程(规定)。1.5.1.4 如果本技术协议中存在某些要求高于上述标准，则以本技术协议的要求为准。1.5.1.5 在本技术协议所述标准、规程(规定)发生矛盾的情况下，以高标准为准。1.5.1.6 现场验收试验，凡未另行规定的，均按照ASME 试验规范进行。锅炉效率试验按ASME PTC4.1，蒸汽的性能取自Ernst.schmidt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的SI-单位制0800，0100MPa的水和蒸汽特性图表。1.5.2 卖方可执行下列标准：AISC 美国钢结构学会标准AISI 美国钢铁学会标准ASME 美国机械工程师学会标准ASNT美国无损检测学会ASTM 美国材料试验标准AWS 美国焊接学会EPA 美国环境保护署HEI 热交换学会标准NSPS 美国新电厂性能(环保)标准IEC 国际电工委员会标准IEEE 国际电气电子工程师学会标准ISO 国际标准化组织标准NERC 北美电气可靠性协会NFPA 美国防火保护协会标准多燃烧器锅炉炉膛防爆/内爆标准ECCC(2005) 欧洲蠕变合作委员会评估数据PFI 美国管子制造商协会标准SSPC 美国钢结构油漆委员会标准DIN 德国工业标准BSI 英国标准JIS 日本标准GB 中国国家标准SD (原)水利电力部标准DL 电力行业标准JB 机械部(行业)标准1.5.3 除上述标准外，卖方设计制造的设备还满足（不低于）下列规程及文件的有关规定(合同及其附件中另有规定的除外)：电力行业标准超临界火力发电机组水汽质量标准DL/T912-2005电力行业标准电站煤粉锅炉炉膛防爆规程 DL/T435-2004原电力部火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程1996版原电力部火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL5053-1996原电力部电力建设施工及验收技术规范原电力部火电工程启动调试工作规定原电力部火电工程调整试运质量检验及评定标准原电力部火电施工质量检验及评定标准原电力部电力工业锅炉压力容器监察规程DL612-1996劳动部蒸汽锅炉安全技术监察规程1996版原能源部防止火电厂锅炉四管爆漏技术守则1992版国家电力公司火力发电厂设计技术规程DL5000-2000劳动部压力容器安全技术监察规程1999版原电力部火力发电厂燃煤电站锅炉的热工检测控制技术导则DL/T589-1996国家标准水管锅炉受压组件强度计算GB9222-88国家现行标准钢结构设计规范GB50017-2003原电力部火力发电厂土建结构设计技术规定DL5022-93电力行业标准火力发电厂金属技术监督规程DL/T5095-1999电力行业标准火力发电厂主厂房荷载设计规程DL/T5095-1999国家标准建筑抗震设计规范GB50011-2001电力行业标准大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则DL/T831-2002国家标准固定式工业防护栏杆安全技术条件GB4053（最新版）国家电力公司火力发电厂钢制平台扶梯设计规定（DLGJ158-2001）国标火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-96国标建筑设计防火规范GBJ16-87国标钢结构管道安装技术规程YB/T9256国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求电力工业锅炉压力容器检验规程DL6471998国家标准设备及管道保温技术通则GB4272-92电力行业标准火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则DL/T834-2003如在合同签订时，国家、行业颁布了新标准、规范，则相应执行最新版本的有关规定。1.5.4 上海锅炉厂有限公司还采用了以下标准：1.5.4.1 设计标准：1) 锅炉性能设计(热力计算; 烟、空气动力计算; 汽、水动力计算等)按德国ALSTOM 公司技术标准。2) 锅炉受压元件强度计算按ASME 第I卷/第VIII卷、管道按ANSI/ASME B31.1以及GB9222水管锅炉受压元件强度计算的规定。1.5.4.2 制造与验收技术条件：锅炉制造技术标准的特殊要求在有关的设计图纸上注明，如无特殊要求，除本标准有关规定及补充要求（补充要求将根据产品的设计制造实际情况在以后补）外，其余的部组件制造和验收按卖方的下列技术条件执行：SG0167锅炉原材料入厂验收规则SG0806锅炉集箱制造技术条件SG0805锅炉蛇形管制造技术条件SG0804锅炉膜式管屏制造技术条件 SG0801锅炉栓焊钢结构制造技术条件SG0812锅炉单根管制造技术条件SG0813锅炉管子弯头制造技术条件SG0815焊接鳍片管制造技术条件SG0816锅炉管道（外径101.6mm）制造技术条件SG0824容克式空气预热器制造技术条件SG0819烟风道膨胀节制造技术条件SG0601涂漆通用技术条件SG0501包装通用技术条件1.5.5 卖方应提供设计制造的规范、规程和标准等清单。如与上述所列标准有矛盾时，按较严格者执行。1.6 锅炉材料的选择1.6.1锅炉材料选择应按最新标准进行设计。对于材质ASTM Gard T92/P92材料的许用应力采用ECCC 2005评估数据。1.6.2 在锅炉设备设计期间，如有标准更新，将按照最新颁布的标准进行设计。2 技术要求2.1 锅炉本体性能要求2.1.1 锅炉负荷适应性强，具有RB功能，能承受50%额定负荷突然变化并保持稳定运行，同时机组在100%负荷的突然变化情况下，能保证锅炉安全。锅炉能适应FCB工况，由卖方提供操作要领说明。2.1.2锅炉变压运行，采用定滑定运行方式，变压运行的范围按30%90%BMCR，定压运行的范围按030%BMCR和90%100%BMCR。2.1.3 锅炉能适应设计煤种和校核煤种。燃用设计煤种，锅炉负荷在BRL工况时保证热效率不小于93.72%(按低位发热值)，锅炉出口NOx排放不超过300mg/Nm3（脱硝装置前），锅炉热效率验收试验按ASME PTC4.1进行测定和计算。2.1.4 锅炉可满足在全部高压加热器停运时（给水温度暂按193.3考虑），蒸汽参数保持在额定值，蒸发量满足汽轮机带额定功率。此时过热器、再热器管壁不超温。2.1.5 锅炉在燃用设计煤种或校核煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于锅炉的30%BMCR，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，启动时分离器贮水箱水位可全程控制。2.1.6 锅炉负荷变化率达到下述要求：在50%100%BMCR时，不低于5%BMCR/分钟在30%50%BMCR时，不低于3%BMCR/分钟在30%BMCR以下时，不低于2%BMCR/分钟负荷阶跃：大于10%汽机额定功率/分钟2.1.7 过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在30%100%BMCR、再热汽温在50%100%BMCR负荷范围时，保持稳定在额定值，偏差不超过5。过热蒸汽和再热蒸汽温度保持额定值的条件下，锅炉所能达到的最低负荷分别为30%BMCR和50%BMCR。2.1.8 过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5和10。2.1.9 当给水品质满足指定条件，锅炉蒸汽品质亦将符合本协议指定的标准。2.1.10 锅炉汽水侧的阻力（从省煤器集箱入口至高温过热器出口集箱）不超过4.0MPa(按BMCR工况计算)。其中：过热器蒸汽侧的压降一般不大于 1.9 MPa。省煤器水侧的压降不大于 0.2 MPa。水冷壁压降包括水冷壁和汽水分离器不大于 1.9 MPa。2.1.11 再热器蒸汽侧的压降不大于再热蒸汽系统压降的50%，且最大不超过0.2 MPa(按BMCR工况计算)。2.1.12 锅炉的启动时间(从点火到机组带满负荷)，与汽轮机相匹配，一般满足以下要求：冷态启动： 56小时温态启动： 23小时热态启动： 11.5小时极热态启动： 1小时且从锅炉点火至汽机冲转满足（按照2.1.19要求的启动次数）：冷态启动： 1.33 小时温态启动： 1.17 小时热态启动 1.08 小时极热态启动： 0.62 小时2.1.13 锅炉设计能满足当一台空气预热器故障停运时，另一台空气预热器能单侧运行，并可带不低于锅炉60%BMCR负荷。2.1.14 锅炉两次大修间隔不少于6年。2.1.15 燃烧器防磨件等使用寿命大于50000小时。2.1.16 省煤器及其防磨板的使用寿命不少于100000小时。2.1.17 喷水减温器的喷嘴使用寿命大于100000小时。2.1.18 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，脱硝装置运行工况下空气预热器的冷段蓄热组件的使用寿命不低于50000小时。2.1.19 锅炉机组在30年的寿命期间，允许的启停次数不少于下列数值：冷态启动(停机超过72小时)： 200次温态启动(停机72小时内)： 1200次热态启动(停机10小时内)： 5000次极热态启动(停机小于1小时) 300次负荷阶跃 12000次2.1.20卖方提供锅炉冷态、温态、热态及极热态启动曲线，使用年限内不同状态下允许起停次数表7.2.7，各种状态下每次启动的寿命消耗数据见表7.2.8，其总的寿命消耗不大于70%。2.1.21 锅炉参数最终与汽轮机完全匹配，将进行参数与容量的协调，引起的变化不加价，各项性能保证值不低于本技术协议的要求。2.1.22 锅炉的汽水系统为无铜系统。2.1.23卖方推荐长期停炉时锅炉热力系统采用干态保养方法，短期停炉时锅炉热力系统采用湿态保养方法，并在锅炉设计时考虑有效的停炉保养的措施和接口。锅炉设计时在过热器和再热器上设有充氮及排放空气的管座和阀门，并考虑有效的停炉保护措施和方法，由买方确认。2.1.24 卖方在锅炉设计时考虑受热面化学清洗方法和接口，并提供推荐的锅炉的化学清洗方法。在设计阶段选择的材料不会因化学清洗产生电腐蚀效应。锅炉具体酸洗方案在设计联络会上确定。2.1.25 锅炉装有必需的取样、化学清洗接口、监视、疏水点和放气点以及停炉时的放水点。2.1.26 锅炉配供的主蒸汽管道、再热系统管道推荐的蒸汽流速（不超过上限）如下： 主蒸汽管道4060 m/s高温再热蒸汽管道5065 m/s低温再热蒸汽管道3045 m/s高压给水管道 26m/s过热器减温水管道 26 m/s再热器减温水管道 24 m/s2.1.27 卖方配供的主蒸汽系统、再热系统、高压给水系统、减温水系统管道等，其接口管径、壁厚、材质最终与买方的接管保持一致（四大管道暂定为：主蒸汽管道A335 P92；再热热段管道A335 P92；再热冷段管道A691 21/4Cr CL22；主给水管道：15NiCuMoNb5-6-4），主蒸汽管道、热再热系统管道采用内径管。（如需要过渡段，应布置在锅炉集箱出口），且不再另行加价,最终由买方确定(具体在设计联络会上确定)。2.1.28 锅炉启停、负荷小于最低直流负荷时，给水采用全挥发处理(AVT)方式，正常运行后，锅炉给水采用加氧处理，卖方充分考虑对汽、水系统管道、阀门等材质的特殊要求。2.1.29 锅炉本体与烟气脱硝（SCR）同步建设，脱硝（SCR）属卖方供货范围，反应器布置在空气预热器支架上方。2.2 锅炉本体结构和设计要求2.2.1 燃烧室和水冷壁2.2.1.1 卖方根据买方提供的煤质资料，参考电力行业标准大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则DL/T831-2002确定锅炉的几何尺寸和其计算值(包括炉膛容积热负荷，燃烧器区壁面热负荷、炉膛有效的投影辐射受热面(EPRS)热负荷、炉膛断面热负荷、炉膛出口烟气温度、后屏底烟气温度、顶层燃烧器至屏底的距离、底层燃烧器至冷灰斗折角的距离等)。（暂定）炉膛断面（宽深高）214802148079126 mm炉膛容积32379 m3炉膛有效辐射受热面（EPRS）13117 m2燃烧器区域受热面积2074 m2上排一次风中心到屏底距离 28.63m炉膛容积热负荷74.01 kW/m3炉膛截面热负荷5.194MW/m2燃烧器区域壁面热负荷1.156 MW/m2炉膛有效投影辐射受热面热负荷0.183 MW/m2炉膛出口烟气温度1003屏式过热器底部烟气温度1235注：（1） 卖方根据买方提供的煤质资料，按电力行业标准大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则DL/T831-2002确定锅炉的几何尺寸和其计算值(包括炉膛容积、炉膛容积热负荷，燃烧器区壁面热负荷、炉膛断面热负荷、炉膛出口烟气温度、后屏底烟气温度、顶层燃烧器至屏底的距离、底层燃烧器至冷灰斗折角的距离等)。卖方提供全部设计的计算公式、数值，并说明有关参数的选取依据。锅炉热负荷定义：（2）有效投影面积（EPRS）定义为：包覆炉膛的所有表面的投影面积。下列项目用于计算有效投影面积（EPRS）：l 炉膛尺寸指相对的炉墙管子中心线之间的距离；l 被截断的角当作直角来计算；l 中间分隔墙的投影面积的计算，采用炉膛的全深度；l 灰斗垂直高度中点的投影面积及周边面积；l 炉膛出口平面的有效投影面积；l 炉膛顶棚面积；（3）燃烧器区壁面热负荷定义为净输入热量除以燃烧器区壁面面积。燃烧器区的高度定义为顶层燃烧器中心线与底层燃烧器中心线垂直距离再加上3米。燃烧器区壁面面积定义为炉膛截面的周长乘以燃烧器区的高度。2.2.1.2卖方采用的设计方案和设计资料满足如下要求：(1) 点火方便、燃烧稳定、安全。(2) 由于本工程燃煤具有很强的结渣性，卖方在炉膛尺寸及燃烧设备设计上为了防止炉膛结渣和减少NOx的排放，采取了以下措施。具体采用的措施为：1）紧凑燃尽风（CCOFA）；2）分离燃尽风（SOFA）；3）预置水平偏角的辅助风喷嘴（CFS）。用CCOFA和SOFA实现对燃烧区域过量空气系数的多级控制，通过优化每个区域的过量空气系数来降低NOx的排放。CCOFA的喷嘴层数2层，SOFA的喷嘴层数6层，相应配备风门档板执行机构等。(3) 卖方保证燃烧室空气动力场良好，出口温度场均匀，炉膛出口同一标高烟道两侧对称点间的烟温偏差不超过50。炉膛出口沿炉宽烟速不均匀系数不大于20%。沿炉宽各管间热偏差系数小于1.2。卖方在工厂对锅炉炉膛做模化试验及CFD试验。(4) 受热面不产生高温腐蚀。(5) 炉膛出口烟温，无论在燃用设计煤种还是在燃用校核煤种时，都可保证炉膛出口以后的受热面不结渣、不积灰。当锅炉出力在BMCR时，炉膛出口烟气温度不大于灰的软化温度（ST）减去150，以确保炉屏底上部的受热面无明显结渣。针对本工程容积热负荷、断面热负荷较高的情况，卖方需在下一阶段进行深入细致的专题研究，提出防止炉膛结焦的有效措施，确保锅炉长期安全稳定运行。(6) 在各种运行工况下，锅炉炉膛设计使炉膛水冷壁管、管屏、过热器和再热器的任何部位都不直接受到火焰的冲刷。(7) 决定炉膛热负荷时，对于锅炉在BMCR工况下，燃烧室及炉膛出口烟气温度的确定考虑在任何工况下受热面不会发生结渣和挂渣现象。(8) 炉膛及对流受热面设置足够数量的吹灰器和观察孔，对流受热面设置88个可伸缩式长行程吹灰器，其中在一级过热器底部于锅炉本体左右各布置2个可伸缩式长行程吹灰器，并在相同标高处预留4个吹灰孔，炉膛布置的吹灰器能随炉体膨胀。此外，今后可根据买方实际运行需要由卖方增加足够数量的吹灰器（具体数量双方商定），且不发生费用。吹灰器疏水母管管内径不小于50mm。在燃烧器区域设有两层共8只水力吹灰器。卖方提供2台水泵(一运一备)，水力吹灰系统属于卖方设计及供货范围。2.2.1.3 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。燃烧室的设计承压能力大于5980Pa，瞬时不变形承载能力不低于9980Pa。2.2.1.4炉膛水冷壁采用螺旋管圈垂直管圈方式（即炉膛渣斗和下部炉膛的水冷壁采用膜式螺旋管的设计，上部炉膛的水冷壁为垂直管）。螺旋管与垂直管的过渡采用中间混合联箱。渣斗底部有足够的加强型厚壁管，允许的磨蚀厚度不小于1 mm。钢结构足以防止渣落下造成的损害。渣斗喉部开口为1.4米宽。渣斗的两侧设置人孔门，包括看火孔。螺旋管和垂直管之间采用中间混合联箱进行混合，消除螺旋管圈管子的热偏差。 螺旋管和垂直管的转换以及炉墙密封由带有连通的煅件完成。2.2.1.5 水冷壁采用全焊接的膜式水冷壁，保证燃烧室的严密性，鳍片宽度能适应变压运行的工况。并确保在任何工况下鳍端温度低于材料的允许温度。鳍片材质的选用保证与水冷壁管在各种运行工况下的线性膨胀相当，避免产生因膨胀不均造成的附加应力。对于螺旋管圈水冷壁，卖方在合同阶段提供鳍片与水冷壁管焊缝承受垂直载荷的应力校验数据，卖方保证运行期间水冷壁能自由向下膨胀。卖方保证螺旋管圈在任何工况下水冷壁屏间沿水冷壁管轴向膨胀无偏差。2.2.1.6 在任何工况下(尤其是低负荷及启动工况)，保证在水冷壁内有足够质量流速，以保持水冷壁水动力稳定和传热不发生恶化，特别是防止发生在亚临界压力下的偏离核态沸腾和超临界压力下的类膜态沸腾和蒸干现象。水冷壁管在不同负荷下的质量流速如下表：负 荷单位螺旋管垂直管1垂直管230%BMCRkg/m2.s709376464BMCRkg/m2.s2292111514992.2.1.7 水冷壁管进行水动力不稳定性和水冷壁管内沸腾传热计算，确定不发生脉动的界限质量流速和管子最大壁温及管子上下壁温差。同时还进行水冷壁管管壁温度工况的校核，确保管子的温度和应力在许用范围内。在本工程设计中，为保证在各种运行工况下水冷壁运行的安全性，水冷壁管材选用燃烧器及以下用15CrMo和上部SA-213 T23耐热合金钢，使得运行管壁温度有较大的安全裕度；另一方面选取较高的质量流速，在任何工况下都大于相应热负荷下的最低界限质量流速，可保证水冷壁管在各种工况下有足够的冷却能力。2.2.1.8 对水冷壁管子及鳍片进行温度和应力校核，无论在锅炉启动、停炉和各种负荷工况下，管壁和鳍片的温度均低于钢材的许用值，应力水平亦低于许用应力，使用寿命保证不低于30年。卖方提供30%、100%BMCR工况下水冷壁管金属最高壁温及应力验算数据。2.2.1.9水冷壁制造严格保证质量，100%通过焊缝探伤、通球试验及水压试验合格，管材100通过无损检验、合金钢管做100%光谱检验，对合金钢管、焊缝热影响区及其焊缝硬度做不少于5%的硬度检验。材料需有化学成分、机械性能、许用温度和无损检验合格的证明书。锅炉安装后，不允许水冷壁泄漏。所有管排及联箱做好可靠的防锈及防腐措施，并用牢固的封盖封闭。2.2.1.10螺旋管倾角为26.21度。螺旋管倾角的选择充分考虑汽水分层、传热恶化的影响。进行水冷壁传热恶化计算，传热恶化时的临界热负荷与设计的最大热负荷之比大于1.25。2.2.1.11 水冷壁的流量和热量分配均匀，保证沿炉膛宽度方向和四周方向吸热均匀。水冷壁有足够的动力水头，可防止水循环中出现停滞、倒流、不稳定等水动力现象。2.2.1.12 最低直流负荷不大于30% BMCR。2.2.1.13 对螺旋管圈水冷壁支承装置“张力板”及附件尺寸选择恰当，还进行应力分析和疲劳计算，保证有良好的传热条件，使管壁与张力板之间温差较小，降低管子和张力板的寿命消耗。刚性梁与水冷壁之间相互不直接焊接，可以相对滑动。水冷壁吊挂形式：垂直管圈炉膛水冷壁本身就作支吊件，支承炉膛荷重；螺旋管圈水冷壁的重量通过张力板将力传递至炉膛上部垂直水冷壁。2.2.1.14 对螺旋上升管的管子弯曲和垂直水冷壁的管子弯头，选择适当的弯曲半径和最佳的弯曲工艺，以控制弯头的椭圆度及内侧波浪度。2.2.1.15螺旋上升管屏的端部加工准确无误，各管口平面与管屏端线夹角等于螺旋角。 垂直水冷壁管屏的端部加工准确无误，各管口平面与管屏严格保持90直角。螺旋管屏在制造时考虑现场焊接时的找正要求。2.2.1.16 螺旋管水冷壁水冷套的制作难度较大，将充分考虑相邻管子的节距是否合适，由于焊接变形较大，校正工作难度较高，将予以充分重视。2.2.1.17 对螺旋上升管圈的膜式壁，螺旋灰斗及过渡部分在运输允许的条件下，最大程度在工厂进行分片立体式组装，以保证其尺寸和角度的正确性。2.2.1.18 炉架结构根据不同水冷壁型式，选择不同的支撑型式，以利水冷壁承重。2.2.1.19 为监视蒸发受热面出口金属温度，在水冷壁管上装有足够数量的测温装置，测温装置数量为每3根1只，以监视下部炉膛螺旋管圈沿炉膛四周热偏差。此外，可根据买方实际运行需要由卖方增加足够数量的温度测点（具体数量双方商定），且不发生费用。测温元件的品牌统一并经买方确认，且禁止采用温度变送器。2.2.1.20 锅炉设有膨胀中心，并在需监视膨胀的位置合理布置膨胀指示器，膨胀指示器的装设利于在运行工况巡视检查。卖方装设膨胀指示器的数量及相应的布置位置如下表：序号位 置数 量1炉顶（前后左右各一）42垂直管和螺旋管的转换处（前后左右各一）43最上排燃烧器（前后左右各一）44最下排燃烧器（前后左右各一）4