浙江国华宁海电厂二期2×1000mw扩建工程锅炉技术协议

买方合同编号GHND（）SBJ001卖方合同编号浙江国华宁海电厂二期21000MW扩建工程锅炉买卖合同附件锅炉本体技术协议买方浙江国华浙能发电有限公司卖方上海电气集团股份有限公司目录附件1技术规范1附件2供货范围94附件3技术资料和交付进度121附件5质量保证和控制、设备监理和性能验收试验129附件7技术服务和设计联络130附件8分包与外购140附件1技术规范1总则11概述111本技术协议适用于浙江国华宁海电厂二期21000MW扩建工程的5、6超超临界锅炉及其辅助设备的功能设计、结构、性能、制造、安装和试验等方面的技术要求。112技术协议所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，卖方保证提供符合本技术协议和工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务。114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。115本工程采用KKS编号系统，卖方对锅炉及辅助设备进行KKS编码，满足买方编码原则。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。116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200KW及以上10KV或6KVAC200KW以下038KVDC动力022KV控制011KVCLASSFCLASSB全封闭，外壳防护等级IP44室内；IP54室外12工程概况浙江国华宁海电厂位于浙江省宁波市宁海县强蛟镇境内，厂区东临象山港，距宁海县城23公里，距宁波市约60公里，水、陆交通均十分方便。电厂一期工程装机4600MW亚临界燃煤机组，最终规划容量为4600MW41000MW燃煤机组。目前一期工程正在建设中，计划于2005年底首台机组并网发电，2006年投产二台，2007年投产一台。二期工程在一期工程扩建端扩建21000MW超超临界燃煤机组，并同步建设脱硫和脱硝装置，将于2009年4月和8月分别建成投产。121厂址所在地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。122厂区的岩土工程条件二期厂区主要位于一期施工安装场地上，目前该区域场地标高约为6M左右。厂址区为滩涂区，场地土类型为软弱场地土，建筑场地类别为类。场地在一期工程场平时已进行堆载预压排水板固结地基处理，地基仍具有强度低、变形大的特性。123地震烈度厂址场地50年超越概率10、3水准下的地震动水平峰值加速度，分别为0078G和0118G，相应的地震烈度分别为度和VII度。124运输电厂地处象山港底部，属深水良港和著名的象山湾避风良港，水运条件良好。大部件运输可利用电厂3000吨级的综合码头。宁波是我国东部沿海经济发达地区，公路网四通八达，甬台温高速公路从厂址西南侧通过；梅丹公路从厂址南侧通过；一期工程买方与地方政府共同建设一条临港公路，宽25M，沥青路面，一级公路，可直达厂区；沿厂前区西侧经白象山垭口至一期循环水取水口、综合码头、煤码头再沿输煤走廊可至厂区的沿海岸公路，现有公路交通便利。125燃料电厂燃煤采用神华煤。126水源淡水水源为杨梅岭水库，距厂址约14KM。127循环冷却水系统供水系统采用海水二次循环。128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。129气象条件累年平均大气压10134HPA累年平均气温164极端最高气温397累年平均最高气温210极端最低气温96累年平均最低气温127年最高气温高于等于35日数6D累年平均相对湿度82累年最小相对湿度5累年平均水汽压173HPA累年平均降水量17155MM最大一日降水量3557MM最长连续降水日数17D过程降水量7492MM累年平均蒸发量13140MM累年平均雾日数166D累年平均雷暴日数426D累年最大积雪深度26CM累年平均风速457M/S累年最大风速26M/S风向NW1974819全年主导风向NW15五十年一遇基本风压值06KN/M2雪压值04KN/M2主厂房零米地坪标高685M85国家高程1210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0939除盐水1211压缩空气系统动力气源为仪用压缩空气，压力为04507MPAG，至过滤减压器处气源压力不小于045MPAG，选择气动头按045MPAG考虑。13主要技术规范锅炉的系统、性能设计由上海锅炉厂有限公司与技术支持方ALSTOMPOWERBOILERGMBH，以下简称APBG公司联合进行，性能保证由技术支持方APBG公司负责。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。131锅炉容量和主要参数锅炉出口蒸汽参数为2756MPAA/605/603。锅炉型号SG3091/2756M54X锅炉主要参数名称单位BMCRBRL过热蒸汽流量T/H30912943过热器出口蒸汽压力MPAG27462734过热器出口蒸汽温度605605再热蒸汽流量T/H2580924654再热器进口蒸汽压力MPAG606578再热器出口蒸汽压力MPAG586559再热器进口蒸汽温度374366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。132锅炉热力特性BMCR、BRL工况由卖方填写名称符号单位BMCR工况BRL工况干烟气热损失LG450437氢燃烧生成水热损失LHM025024燃料中水份引起的热损失LMF013013空气中水份热损失LMA009009未燃尽碳热损失LUC060060辐射及对流热损失L019020未计入热损失LUA030030制造厂裕量LMM035035保证热效率按低位发热量9372炉膛容积热负荷KW/M36593炉膛断面热负荷MW/M24471燃烧器区壁面热负荷MW/M21072环境温度20空气预热器出口热风温度一次风温度331327二次风温度342337炉膛出口空气过剩系数1212空预器出口过剩空气系数12791281空预器出口烟温（修正前）13001290空预器出口烟温（修正后）1245123014设计条件141煤种设计煤种校核煤种煤种项目活鸡兔矿煤变动范围乌兰木伦矿工业分析1工业元素及可磨性分析全水分MT140041650干燥基水份MAD590670灰分AAR70451307碳CAR63255638氢HAR340337全硫ST,AR05003058氧OAR1118944NAR064066高位发热值QGR,ARMJ/KG24502215低位发热值QNET,ARMJ/KG23392342098干燥无灰基挥发份VDAF33193800哈氏可磨性指数HGI62552灰熔点DT变形温度10801060（10501150）ST软化温度11201080（11001200）HT半球温度11801120（11101250）FT熔融温度12201160（11501300）3灰成分煤种项目设计煤种校核煤种活鸡兔矿煤变动范围乌兰木伦矿SIO2263145013050AL2O312661499920TIO20480410415FE2O32066611620CAO180918211535MGO1081180818K2O0701200220NA2O043082SO31620669812MNO2006046其它3334924比电阻测试温度235CM360X109340X109测试温度80CM840X109650X109测试温度100CM192X1010130X1010测试温度120CM820X1010400X1010测试温度150CM580X1011150X1011测试温度180CM360X1011770X1010142点火及助燃用油油种0轻柴油粘度20时3080MM2/S凝固点不高于0闭口闪点不低于55机械杂质无含硫量不大于10水份痕迹灰份不大于002比重817KG/M3低位发热值QNET,AR41800KJ/KG143锅炉给水及蒸汽品质要求1431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0MOL/L溶解氧30300G/L加氧处理铁10G/KG铜3G/KG二氧化硅15G/KGPH值（CWT工况）8090（加氧处理）电导率25015S/CM钠5G/KG锅炉补给水质量标准电导率25015S/CM二氧化硅20G/KG1432蒸汽品质要求钠5G/KG二氧化硅15G/KG电导率25015S/CM铁10G/KG铜3G/KG144厂用电系统电压中压中压系统为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暂定。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及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。145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R9017，煤粉均匀系数N10。给水调节机组配置250BMCR调速汽动给水泵和130BMCR启动用电动调速给水泵（暂定），电动给水泵满足锅炉启动的要求。汽轮机旁路系统按100高压旁路（65）低压旁路（暂定）空预器进口冷风加热方式二次风侧热风再循环。146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147机组运行模式符合以下方式负荷每年运行小时数100420075212010运行小时数锅炉强迫停运小时数锅炉强迫停运小时数锅炉强迫停运率5011804030015设计制造技术标准151锅炉的设计、制造所遵循的标准的原则为1511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。1512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。1513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。1514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。1515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。1516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ASMEPTC41，蒸汽的性能取自ERNSTSCHMIDT发表而由ULICHGRIGULL修订、更新的SI单位制0800，0100MPA的水和蒸汽特性图表。152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ECCC2005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153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DL50531996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起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DL6121996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DL50002000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/T5891996国家标准水管锅炉受压组件强度计算GB922288国家现行标准钢结构设计规范GB500172003原电力部火力发电厂土建结构设计技术规定DL502293电力行业标准火力发电厂金属技术监督规程DL/T50951999电力行业标准火力发电厂主厂房荷载设计规程DL/T50951999国家标准建筑抗震设计规范GB500112001电力行业标准大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则DL/T8312002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（DLGJ1582001）国标火力发电厂与变电所设计防火规范GB5022996国标建筑设计防火规范GBJ1687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GB427292电力行业标准火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则DL/T8342003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。154上海锅炉厂有限公司还采用了以下标准1541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/ASMEB311以及GB9222水管锅炉受压元件强度计算的规定。1542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1016MM）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155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。16锅炉材料的选择161锅炉材料选择应按最新标准进行设计。对于材质ASTMGARDT92/P92材料的许用应力采用ECCC2005评估数据。162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21锅炉本体性能要求211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。212锅炉变压运行，采用定滑定运行方式，变压运行的范围按3090BMCR，定压运行的范围按030BMCR和90100BMCR。213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9372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ASMEPTC41进行测定和计算。214锅炉可满足在全部高压加热器停运时（给水温度暂按197考虑，最终数据以汽轮机厂提供的热平衡为准），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。215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30BMCR，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。216锅炉负荷变化率达到下述要求在50100BMCR时，不低于5BMCR/分钟在3050BMCR时，不低于3BMCR/分钟在30BMCR以下时，不低于2BMCR/分钟负荷阶跃大于10汽机额定功率/分钟217过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在30100BMCR、再热汽温在50100BMCR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30BMCR和50BMCR。218过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5和10。219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。2110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39MPA按BMCR工况计算。其中过热器蒸汽侧的压降一般不大于212MPA。省煤器水侧的压降不大于013MPA。水冷壁压降包括水冷壁和汽水分离器不大于161MPA。2111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02MPA按BMCR工况计算。2112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115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2119要求的启动次数）冷态启动133小时温态启动117小时热态启动108小时极热态启动062小时2113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60BMCR负荷。2114锅炉两次大修间隔不少于6年。2115燃烧器防磨件等使用寿命大于50000小时。2116省煤器及其防磨板的使用寿命不少于100000小时。2117喷水减温器的喷咀使用寿命大于80000小时。2118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，空气预热器的冷段蓄热组件的使用寿命不低于50000小时。2119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2120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727，各种状态下每次启动的寿命消耗数据见表728，其总的寿命消耗不大于70。2121锅炉参数最终与汽轮机完全匹配，中标后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。2122锅炉的汽水系统为无铜系统。2123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。2124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。2125锅炉装有必需的取样、监视、化学加药、疏水点和放气点以及停炉时的放水点。2126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4060M/S高温再热蒸汽管道5065M/S低温再热蒸汽管道3045M/S2127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A335P92；再热热段管道A335P92；再热冷段管道A691CR21/4CRCL22；主给水管道15NICUMONB564），最终由买方确定具体在设计联络会上确定。2128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。22锅炉本体结构和设计要求221燃烧室和水冷壁2211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/T8312002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。炉膛断面（宽深高）231602316077510MM炉膛容积36373M3炉膛有效辐射受热面（EPRS）14690M2上排一次风中心到屏底距离2663M炉膛截面热负荷4471MW/M2炉膛容积热负荷6593KW/M3燃烧器区域壁面热负荷1072MW/M2炉膛有效投影辐射受热面热负荷16324KW/M2二级过热器底部烟气温度1220炉膛出口烟温995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炉膛尺寸指相对的炉墙管子中心线之间的距离；被截断的角当作直角来计算；灰斗垂直高度中点的投影面积及周边面积；炉膛出口平面的有效投影面积；炉膛顶棚面积；在炉膛出口假想平面前的所有悬吊管排过热器和再热器面积。2212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采取了有效的防止炉膛结渣和减少NOX的形成措施。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。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，出口烟气温度具体如下设计煤校核煤燃烧室出口烟气温度（SH1屏底）1220OC1220OC炉膛出口烟气温度（SH3出口）995OC992OC6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。2213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。2214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1MM。钢结构足以防止渣落下造成的损害。渣斗喉部开口为12米宽。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。2215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。2216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230BMCRKG/M2S709376464BMCRKG/M2S2292111514992217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SA213T12和SA213T23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。2218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。2219水冷壁制造严格保证质量，每根水冷壁管材及出厂焊口进行100无损探伤，对于管材割除探伤盲区。锅炉安装后，保证水冷壁不发生泄漏。22110螺旋管倾角为2621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125。22111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。22112最低直流负荷不大于30BMCR。22113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。22114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。22115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。22116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。22117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。22118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。22119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。本锅炉在螺旋管出口沿炉膛四周布置有257个永久温度测点，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。22120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炉顶大罩壳（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）45省煤器烟气出口处（前后左右各一）46冷灰斗底部（前后各一）2炉顶密封按先进成熟的技术制造，比较难于安装的金属密封件在制造厂内焊好，以确保各受热面膨胀自由、金属密封件不开裂，避免锅炉炉顶漏烟和漏灰。22121水冷壁上设置必要的观测孔可观测到每个燃烧器的着火情况及受热面的结渣情况、热工测量孔、人孔、吹灰孔及布置相应的平台；人孔门的布置便于检修人员进入各受热面，并设有出入平台，提供炉膛内部检修用的临时升降机具及炉内检修维护平台，炉内检修维护平台型式设计联络会确定。并装设该升降机具及脚手架用的预留孔，预留孔数量不小于4个。卖方将提供炉膛内部检修用的临时升降机具及炉内检修维护平台炉内装运的可行方案。22122水冷壁和渣斗接合处设有良好的密封结构，以保证水冷壁自由膨胀。22123冷灰斗水平夹角为55，燃烧室及冷灰斗的结构有足够的强度与稳定性，冷灰斗处的水冷壁管和支撑结构能承受大渣块的坠落撞击和异常运行时焦渣大量堆积的荷重。22124水冷壁的放水点装在最低处，保证水冷壁管及其集箱内的水能放空。22125炉膛装设炉膛火焰工业电视装置。222燃烧器2221煤粉燃烧器的设计考虑设计煤种和校核煤种在煤质允许变化范围内的适应性。燃烧方式为切圆燃烧，卖方采取有效措施保证燃烧器喷咀不结焦、不烧坏。2222直流燃烧器喷嘴的使用寿命不低于60000小时。一次风喷口采用防止烧坏和磨损的新型合金材料制造，燃烧器的结构考虑当检修时能够从外部进行拆装的条件。2223切圆布置的摆动燃烧器，在热态运行中一、二次风均可上下摆动，摆动角度能达到设计值，最大摆角为30。喷口的摆动由能反馈电信号的执行机构来实现。执行机构有足够的力矩，能使燃烧器摆动灵活，四角同步，燃烧器上设有摆动角度指示标志，所选用执行机构的制造厂家将征得买方的认可。燃烧器四角处水冷壁鳍片的连接有防止因热负荷及管子长度不同而拉裂水冷壁管的措施。2224燃烧器的布置、设计通过模化试验来确定，且尽可能采用对称燃烧。炉膛空气动力场良好，炉膛出口温度场均匀。受热面不产生高温腐蚀。不允许有火焰直接冲刷水冷壁和明显结渣现象，不允许燃烧器出口及附近水冷壁有结渣现象，以保证锅炉安全经济运行。卖方提供不同负荷时燃烧器的投入方式及所选取的主要设计参数。2225顶层燃烧器与屏式过热器底部管子的距离保证完全燃烧和防止火焰直接冲刷受热面。2226燃烧器的设计、布置考虑降低燃烧产物中NOX的措施和实现不投油稳燃最低负荷的措施。NOX排放浓度不超过300MG/NM3O26，并在燃烧器上部装设分离燃尽风（SOFA）。2227燃烧器的二次风挡板关闭严密，每个风门能实现自动调节。各辅助风挡板和燃料风挡板转动轴外端面标记挡板真实位置记号，且就地装有开度指示。2228油燃烧器的总输入热量按25BMCR计算。点火系统能满足程控，点火方式为高能电火花点燃轻油，然后点燃煤粉。油枪采用简单机械雾化（提供三种规格雾化片），喷嘴保证燃油雾化良好，可避免油滴落入炉底或带入尾部烟道，同时点火系统设有可靠的燃油清扫程序，避免油枪投运后枪管内积存残油。油喷嘴的材质具有良好的耐高温和耐腐蚀性能。2229卖方设计和供应锅炉本体范围内的燃油设备包括油枪及进退机构、高能点火装置等、管道系统包括供、回油管道、热工检测仪表、调节阀、快关阀、阀门和附件。点火油枪进油控制采用一阀一枪的配置。所供设备确保能满足程控点火的要求。22210燃烧器的设计充分考虑拆装方便，以便检修人员不必进入炉膛就能进行检修。燃烧器与风、粉管道的接口设计也便于安装、拆卸。22211油燃烧器设计便于拆装。22212每个燃烧器均需设置一套高质量的火焰检测装置，满足锅炉灭火保护和燃烧器控制系统的要求。卖方提供安装位置和相关的接口，并负责与FSSS厂家密切配合以保证火检装置的运行可靠性。22213本工程若采用等离子点火方式，卖方将积极进行设计配合工作，并不因此产生费用。223过热器、再热器和调温装置2231过热器和再热器的设计保证各段受热面在启动、停炉、汽温自动控制失灵、事故跳闸以及事故后恢复到额定负荷时不致超温过热。2232为防止爆管，各过热器、再热器管段进行热力偏差的计算，合理选择偏差系数，并充分考虑烟温偏差的影响，在选用管材时，在壁温验算基础上留有足够的安全裕度。再热器设计时考虑到当进口蒸汽参数偏离设计值时，再热器出口温度能维持额定值，再热器各段受热面不产生超温。卖方保证在此情况下能长期安全运行，管材的使用温度和强度值都在设计允许的范围内。再热器进口蒸汽温度允许的偏差值为20OC。2233过热器、再热器选用在高温下的具有高蠕变强度和持久强度的管材，同时还具有优良的抗烟侧高温腐蚀、飞灰冲蚀以及抗蒸汽侧高温氧化的性能，各段过热器、再热器使用的管材、允许使用温度、计算最大管壁温度及应有的安全裕度等资料见表722。过热器、再热器管材厚度不采用负公差。为保证汽水系统的安全，避免产生应力集中，尽量避免采用T型三通。过热器、再热器系统中所用的大口径三通和弯头采用锻造件，其内壁打磨光滑，圆滑过度，减小阻力。2234卖方提供各段过热器、再热器出口蒸汽温度运行控制值，并装有必要的壁温监测组件。测温组件的长度能满足安装和检修的要求。2235卖方提供过热器、再热器的温度测点布置图。2236对于过热器、再热器的管束中，如有奥氏体、马氏体、珠光体相互之间进行异种钢焊接时，设有专门的工艺措施，焊接工作均在制造厂内完成。2237为消除蒸汽侧和烟气侧产生的热力偏差，过热器各段进出口集箱间的连接采取有效的平衡措施。过热器各段的焓增分配合理。2238过热器配置二级喷水减温装置，且左右能分别调节。各工况下各级减温水量和总量见“71锅炉性能数据表”。在任何工况下包括高加全切和BMCR工况，过热器喷水的总流量为6过热蒸汽流量BMCR工况下。管道及阀门的选择按设计值的250考虑，卖方提供的中间点温度有上下调整的余地。2239再热器采用摆动燃烧器调温方式，喷水减温仅用作事故减温。再热器喷水减温器喷水总流量约为3再热蒸汽流量BMCR工况下。管道及阀门的选择按设计值的200考虑。卖方将在设计阶段提供调温特性曲线。过热器、再热器的调温装置可靠耐用，调温幅度及反应速度包括校核煤种能达到设计值并满足运行要求，且留有足够的裕度。采用喷水减温时，其喷水后的蒸汽温度至少高于相应的饱和温度15。卖方提供的喷水调节阀的性能可保证调节灵活、无内外泄漏，过热器喷水调节阀、再热器喷水调节阀达到ANSI级，且耐冲蚀、寿命长。喷水减温器的防护套筒始端与联箱可靠连接并保证套筒与联箱的相对膨胀。引入减温器的进水管在设计时采取措施，防止减温器产生热疲劳裂纹。22310删除。22311过热器、再热器管排根据所在位置的烟温有适当的净空间距，以防止受热面积灰搭桥或形成烟气走廊，加剧局部磨损；各管排固定牢固、可防止个别管子出列过热。易损管件便于检修和更换。22312处于吹灰器有效范围内的过热器、再热器的管束设有耐高温的防磨护板，以防吹损管子。22313过热器和再热器单管管件及蛇形管组件，卖方全部进行水压试验，凡有奥氏体管道打水压用水中CL的含量严格控制，水质用除盐水，水压持续时间分别不少于1分钟和5分钟，水温不低于21。水压试验完成后，管内积水及时清除干净，并进行烘干处理。22314过热器和再热器在运行中没有晃动。22315过热器、再热器管及其组件，100通过焊缝探伤、通球试验及水压试验合格，管材100通过无损检验并除去盲区。管束和联箱内的杂物、积水彻底清除干净，然后用牢固的端盖封好。22316过热器和再热器在最高点处设有排放空气的管座和阀门，放空气门卖方考虑局部集中布置。22317凡与主蒸汽管道、再热蒸汽管道直接连接的联箱、集汽箱等，均能承受一定的管道热膨胀所给予的推力及力矩，卖方提供其允许值。22318过热器和再热器设有充氮及排放空气的管座和阀门，卖方提供停炉时锅炉热力系统良好的保养方法。22319对锅炉本体所有受压组件均采用成熟材料，减少同一管组材质种类（不多于三种）。受热面钢种、管道规格等选用上注意所用钢材的抗腐蚀性和晶粒度指标，不至引起汽轮机的“硬粒冲蚀”（SOLIDPARTICLEEROSION，即SPE）问题。SUPER304H含喷丸晶粒度不低于7级。22320考虑到今后电厂燃煤硫分可能的波动，高温受热面选用防高温腐蚀性能好的管材。22321过热器、再热器的空间大小能保证有10吸热量的受热面安装裕量。过热器、再热器集箱管座角焊缝的结构（包括引入管型式）及焊接采取有效措施，可防止运行中产生裂纹。22322在BMCR时，通过对流过热器、再热器的烟气平均流速不超过10M/S。平均流速指进、出口流速的平均值22323过热器、再热器的设计壁厚至少有05MM的腐蚀/磨蚀余量。22324为确保过热器汽温在不同工况下维持正常，卖方提供煤水比控制的关键点温度及在不同工况下的允许范围。22325买方自行校核热力计算与壁温时，卖方给予配合，并提供必要的技术资料且不增加费用。22326删除。224省煤器2241省煤器管束采用无缝光管顺列布置。省煤器为连续管圈可疏水型，无向下流的水回路。2242省煤器设计中考虑灰粒磨损保护措施，省煤器管束与四周墙壁间装设防止烟气偏流的阻流板；管束上还有可靠的防磨装置。2243在吹灰器有效范围内，省煤器设有防磨护板，以防止吹坏管子。2244省煤器能自疏水，进口联箱上装有疏水、锅炉充水和酸洗的接管座，并带有相应的阀门。2245省煤器管及组件，100通过焊缝探伤、通球试验及水压试验合格，管材100通过无损检验并除去盲区，管束和集箱内的杂物、积水彻底清除干净，然后用牢固的端盖封好。2246锅炉上部烟道内布置的省煤器等受热面管组之间，留有足够高度的空间，供进人检修、清扫。2247省煤器在最高点处设置排放空气的接管座和阀门。2248省煤器入口联箱能承受主给水管道热膨胀所给予的推力及力矩，卖方提供其允许值。2249空气预热器进口灰斗接口，卖方考虑安装除灰设备及其输送管道的空间和荷重，在灰斗的接口处下方设有除灰设备安装、维护检修平台（宽度不小于2米）及扶梯。灰斗下法兰以下净空间距4M。22410省煤器入口有取样点，并有其相应的接管座及一次门。22411在BMCR时，通过省煤器的烟气平均流速不超过7M/S。平均流速指进、出口流速的平均值225空气预热器2251锅炉须配备两台三分仓回转式空气预热器。空气预热器主轴垂直布置，烟气和空气以逆流方式换热。2252转子采用模数仓格结构，蓄热组件宜制成较小的组件，以便检修和更换。2253空气预热器冷段蓄热组件满足机组采用SCR脱硝装置要求，其使用寿命不低于50000小时，确保在各工况下烟气露点对壁温的要求，不结露，不积灰。2254空预器入口采用二次风热风再循环。空气预热器的冷端受热面采用抗腐蚀大波纹搪瓷板制成，其厚度不小于12毫米。充分考虑确保空气预热器冷端受热面不堵灰，不发生低温腐蚀，并设置高压水冲洗系统。空气预热器内部（特别是冷端）安装检修通道。2255空气预热器采用可靠的支撑和导向轴承，结构要求便于更换，并配置润滑油和冷却水系统。2256每台空气预热器配备主电动驱动马达、备用电动驱动马达，配有辅助气动马达，该气动马达带有电磁空气阀，空预器配超越离合器，能进行远方或就地操作。各驱动马达之间能自动离合自动切换。距该设备1M处的噪声不超过80DB。2257空气预热器要求采用径向、轴向和环向密封系统。密封系统采用双密封技术。2258每台空气预热器在BRL工况时的漏风率第一年内小于6，并在1年后小于8。空预器的验收测试按ASMEPTC43。漏风率按下列公式计算10KG/S）气重量（进入空气预热器的湿烟）量（漏入烟气侧的湿空气重漏风率另外，三分仓回转式预热器的一次风漏风率不超过35，计算式如下10W一次风漏风率式中W空气预热器入口一次风重量，KG/SW空气预热器出口一次风重量，KG/S2259按照锅炉启动烟气系统辅机的特殊要求或一台空气预热器故障停运时，空气预热器及锅炉烟气系统能单侧运行，单台空气预热器运行可使锅炉带60BMCR负荷。停运的空气预热器将采取防止变形和漏烟的措施。在空预器烟气侧入口设有隔离挡板，挡板的动作灵活可靠。由卖方提供挡板及其执行器。22510空气预热器设置带有照明的窥视孔，有效可靠的火灾报警装置、蒸汽、水消防系统三个仓和水清洗系统。窥视孔安装清扫装置，以提高使用率。10KG/S）气重量（进入空气预热器的湿烟）量（漏入烟气侧的湿空气重漏风率22511空气预热器配置停转报警装置和预留露点测量装置位置。22512空气预热器上下（即冷热段）均装设适用的吹灰器。22513空气预热器配有转子顶起装置两炉一套。22514空气预热器要求出厂前进行组装检查，空预器厂内组装程度如下预热器上端连接板预热器下端连接板中心筒和上下端轴上部扇形板,静密封，和上梁下部扇形板,静密封，和下梁热端三分仓区和连接板冷端三分仓区和连接板轴向密封板和主支座，轴向静密封传热元件和模块导向轴承和轴承套组件所有模块在固定工装上制造，保证互换性。预热器传动装置的组装。22515卖方配带空气预热器的金属外护板。22516空气预热器润滑油站位置便于操作，避免高温气流，便于换热，防止轴承超温。空气预热器减速机及电机、轴承上方布置起吊装置，便于安装和检修，还设有检修时将空气预热器蓄热元件吊至零米的手段及相应设施（卖方提供传热元件更换起吊单轨），提供预热器轴承及驱动装置的试运用油。22517预热器优先使用本厂成熟产品，预热器设计布置由锅炉供货方总负责,预热器的设计由ALSTOM公司提供技术支持。22518空预器下不设排灰斗及连续除灰设施，只设冲洗用排水口，排水口出口由卖方配带细灰插板门及安装附件。226空气预热器进口灰斗2261灰斗设置在预热器进口的水平烟道下方。2262灰斗的设计以低负荷时的最大灰尘沉淀量为基础，但不小于BMCR工况下的总灰量的8燃用设计煤种或校核煤种。灰斗的容量不小于8小时的灰的沉积量。2263每个灰斗装有两个气密性人孔，人孔门不是向上或向下开启的。人孔门能从内部打开。所有的灰斗装有与除灰系统联锁的振动装置。在灰斗闸门出口附近装有拨灰孔和敲打装置。2264每个灰斗的结构强度设计考虑到飞灰被压紧后承重量的变化以及除灰设施的重量。在荷载设计时，飞灰的密度至少考虑为15T/M3。2265灰斗的水平夹角不小于60O。灰斗出口尺寸300300（暂定）。2266灰斗的钢板厚度不小于6MM，并有良好的保温措施。227锅炉启动系统2271启动系统及容量根据锅炉最低直流负荷、机组运行方式、质量流速的选取、以及工质的合理利用等因素确定。2272锅炉设内置式启动系统，采用带启动循环泵的设计方案。包括启动循环泵、启动分离器、贮水箱、大气式扩容器、排汽管道、集水箱、疏水泵、水位控制阀、截止阀、管道及附件等高低压系统的全部设备。2273启动分离器为圆形筒体结构，直立式布置。分离器的设计除考虑汽水的有效分离，还考虑启动时汽水膨胀现象。2274启动分离器汽水混和物入口位置、角度和流速的选取有利于汽水分离，汽和水的引出方向与汽水引入管的旋转方向相一致，以减少阻力。分离器内设有阻