华能和林和林锅炉技术协议

北方联合电力和林发电厂2X600MW级

超临界空冷机组工程

2014版锅炉技术协议

买方：北方联合电力和林发电厂

卖方：东方锅炉（集团）股份有限公司

总体设计院：山西省电力勘测设计院

二。一四年一月

内蒙.呼和浩特

目录

附件1技术协议..........................................................1

1总贝I]..........................................................................................................................................1

2技术要求..............................................................7

3技术标准.............................................................41

4性能保证和验收试验...................................................44

5包装'标志'运输及保管...............................................45

6检验与验收...........................................................46

7技术数据表...........................................................47

8设计分工.............................................................79

附件2供货范围.........................................................82

附件3技术资料及交付进................................................100

附件5监造、检验和性能验收试验........................................104

附件7技术服务和设计联络..............................................110

附件8分包与外购.....................................................117

附件9大（部）件情况..................................................118

北方联合电力和林发电厂2X660MW超临界空冷机组工程锅炉技术协议（附件一）

附件1技术协议

1总贝IJ

本技术协议适用于北方联合电力和林发电厂2x660MW国产超临界间接空冷燃煤汽轮发电机

组的锅炉设备，它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

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。

卖方对成套设备（含辅助系统与设备）负有全部技术及质量责任，包括分包（或采购）的设

备和零部件。卖方对于分包设备和主要外购零部件推荐不少于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。

设备采用的专利涉及到的全部费用均已包含在设备报价中，卖方保证买方不承担有关设备专

利的一切责任。

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，且不发生费用。

本工程全面采用KKS标识系统，要求卖方提供的所有技术文件（包括图纸）采用KKS标识

系统（卖方应采用买方提供的企业标准）。

本技术协议为定货合同的附件，与合同正文具有同等效力。

同时与技术协议具有相同法律效应的文件有：本工程的招、投标书、技术澄清书。

本工程采用现场总线技术实现数字化电厂控制方案，对随卖方供货范围内的有关现场总线仪

控设备的技术要求见2.4章节相关内容。

本技术协议，主要是设计优化后引风机汽动驱动引起锅炉蒸发量由2150t/h增加到2218t/h；

锅炉保证效率由93.5%提高至I193.8%；NOX的排放值不高于250mg/Nm3（6%C）2）；空预器漏风率

为运行第一年内小于5%,运行一年后小于6%：紧身封闭（不包括屋面及屋面排水系统）由买方

设计供货；锅炉部分控制采用现场总线技术；锅炉采用带循环泵的启动系统。

1.1工程概况

1.1.1厂址位置

北方联合电力和林电厂新建工程位于呼和浩特市和林格尔县新店子镇境内。新店子镇距和林

格尔县约42km,县城北距自治区首小呼和浩特35km,东距凉城县城76km,东南距山西省右玉

县城95km,南距清水河县城83km,西距托可托县城68km。

电厂所在地区自然地面标高在自然地面标高在1209.29〜1248.30m。985国家高程基准）之

间。

1

北方联合电力和林发电厂2义660MW超临界空冷机组工程锅炉技术协议（附件一）

1.1.2建设规模

本工程规划容量为4x660MW,本期新建工程建设规模为2x660MW国产燃煤凝汽式间接空

冷机组。

1.1.3接入系统

空

1.1.4交通条件

铁路：神华集团运煤铁路专用线大准铁路东起大同、西至准格尔，全长264km，大准铁路从厂

址北侧通过，大准铁路外西沟站位于厂址北侧。

210省道二级公路（和杀公路）西起县城东至山西右玉县的杀虎口公路：和杀公路从厂址南

侧由西向东通过，可连接其它公路网通往各地。

1.1.5锅炉水汽质量标准如下：

1）锅炉给水质量标准

补给水量：正常时〜22.2t/h

启动冷态冲洗：~555t/h

启动热态冲洗：〜155t/h

事故时：〜155t/h

补给水制备方式：超滤+反渗透双介质过滤+一级除盐+混床系

a）补给水质量标准

项目电导率(25C)us/cm二氧化硅pg/I

标准值<0.15410

期望值<0.10

b）锅炉给水质量标准

氢电导率（25℃）

二氧化硅铁铜钠TOCa氯离子a

项目us/cm

pg/i

挥发处理加氧处理pg/iyg/ipg/ipg/ipg/i

标准值<0.15<0.15<10<5<2<3<200<5

期望值<0.10<0.1<5<3<1<2—<2

a：根据实际运行结果不定期抽查

c）给水溶解氧含量、联氨浓度和pH值标准

pH值(25℃)溶解氧联氨

处理方式

有铜系统无铜系统pg/ipg/i

挥发处理8.8〜9.39.2〜9.6<7<30

加氧处理8.0〜9.08.0〜9.030〜150—

2

北方联合电力和林发电厂2X660MW超临界空冷机组工程锅炉技术协议（附件一）

2）蒸汽品质要求

氢电导率（25℃）二氧化硅铁铜钠

项目

us/cmpg/kgpg/kgM9/kgpg/kg

标准值<0.15<10<5<2<3

期望值<0.10<5<3<1<2

1.1.6水文气象条件

和林格尔县地处我国西北部季风区，具有明显的西北高原大陆性气候特征。四季分明，冬长

夏短，少雨多风，季风强盛。春季干燥多风沙，夏季炎热少雨，秋季凉爽，冬季气候寒冷。风向

受河谷及微地形影响显著，常年多盛行西北风。

项目数值

多年平均气温：9.7℃

极端最高气温（℃）37.9

最冷月平均气温（°C）-13.3

极端最低气温CC）-34.5

最大冻土深度：（cm）192

最大积雪深度：（cm）18

一日最大降雨量：（mm）99.1

一小时最大降雨量：（mm）70.7

累年日平均气温V5°C的天数（天）149

夏季主导风向SE

冬季主导风向SE,ESE

全年主导风向SE,ESE

50年一遇10m高10分钟平均最大风速:m/s）19.7

多年平均相对湿度57%

多年平均气压886.4hpa

1.1.7本期工程地震基本烈度为7度，地震动峰值加速度0.186g。

1.1.8建筑场地类别为H类。

1.1.9主厂房零米地坪标高1206.7m。

1.1.10服务设施

1）循环冷却水系统的最高温度为38℃,水质为除盐水。

2）厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.4〜0.8MPa,最高温度为50℃。

3）电源：交流电源供电电压：6kV（暂定），380/220V

直流电源供电电压：220V（动力），110V（控制）。

1.1.11机组布置方式

3

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汽轮发电机组为室内纵向顺列布置。锅炉采用紧身封闭布置。汽轮发电机组运转层标高为

13.7m,锅炉运转层标高为15mo

1.2机组运行条件

1.2.1机组运行负荷模式

按负荷分配模式，机组年运行小时数为7500小时，年利用小时数6000小时。

负荷年运行小时数年利用小时数

100%额定出力35003500

V85%额定出力20001500

460%额定出力20001000

总计75006000

注：本负荷分配模式用于计算现阶段条件下机组的经济性指标，本负荷分配模式不代表对锅

炉年运行小时数和年利用小时数的要求。

1.2.2机组负荷性质

机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力，其调峰范围为35%〜100%额定出力。机

组应能满足锅炉负荷为30%B-MCR及以上时，机组投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤

的条件下长期安全稳定运行的要求。

1.2.3启动、并网和带负荷

机组应满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。卖方应提供上述

不同启动方式下从启动到并网到满负荷的启动曲线，曲线中应至少包括蒸汽温度、压力、流量等,

特别是从锅炉点火到汽机冲转的时间，到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时间。

1.2.4汽机旁路系统

机组设有汽机旁路系统（容量按40%）,允许主蒸汽通过高压旁路，经再热冷段蒸汽管道进

入锅炉再热器，又允许再热器出口蒸汽通过低压旁路而流入空冷凝汽器。旁路系统的主要功能是:

1）在机组冷态、温态、热态和极热态启动过程中，能使汽机进口蒸汽压力、温度、流量稳

步提高，满足汽轮机的要求，从而缩短机组的启动时间。

2）满足空冷凝汽器冬季启动及低负荷时的防冻要求。

1.3总的技术要求

1.3.1机组的额定参数（暂定）

1.3.1.1在汽机主汽阀前

额定压力：24.2MPa

额定温度：566℃

1.3.1.2中压联合汽门前

4

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额定压力：92%汽机高压缸排汽压力

额定温度：566℃

1.3.1.3最终给水温度：2800c（BRL工况）

1.3.1.4额定转速：3000r/min

1.3.2机组的铭牌输出功率为660MW。

1.3.3锅炉的最大连续蒸发量（B-MCR）应与汽轮机阀门全开（VWO）工况时的流量相匹配。

1.3.4发电机的额定容量应与汽轮机能力工况时的出力相匹配；发电机的最大连续输出容量应与

汽轮机铭牌进汽量下的阻塞背压工况时的出力相匹配。

1.3.5锅炉大修周期应不少于6年。机组半年试生产后，年利用小时数应不少于6000h,年可用

小时数应不少于7500h,并提供机组的等效可用系数和等效强迫停运率。

1.3.6机组的工况定义

1.3.6.1能力（TRL）工况（铭牌出力工况）

汽轮发电机组应能在下列条件下安全连续运行，发电机输出铭牌功率660MW（当采用静态

励磁、电动主油泵时，应扣除所消耗的功率），此工况称为能力工况（TRL）,此工况也称铭牌出

力工况。此工况条件如下：

1）额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；

2）补给水率为3%；

3）背压25kPa；

4）对应该工况的设计给水温度；

5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；

6）采用汽动给水泵；

7）发电机效率99%,额定功率因数0.9（滞后）、额定氢压、额定电压、额定频率，冷却水

温33℃。

此工况为机组出力保证值的验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机金名牌进汽量。

1.3.6.2额定（THA）工况

汽轮发电机组应能在下列条件下安全连续运行，此时发电机输出功率为660MW（当采用静

态励磁、电动主油泵时，应扣除所消耗的功率）。此工况称为额定工况（THA）,此工况条件如下：

1）额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；

2）背压为10kPa；

3）补给水率为0%；

4）所规定的最终给水温度；

5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；

6）采用汽动给水泵；

5

北方联合电力和林发电厂2X660MW超临界空冷机组工程锅炉技术协议（附件一）

7）发电机效率99%,额定功率因数0.9（滞后）、额定氢压、额定电压、额定频率。

此工况为机组热耗率保证值的验收工况。此工况的进汽量为汽轮机额定进汽量，此工况的出

力为机组额定出力。（热耗率要求不大于7750KJ/KWh）

1.3,6.3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），其它条件同1.3.6.2时，汽轮机应能安

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，应扣除所消耗的功率）

称为机组最大连续出力。

此工况也为机组出力保证值的验收工况。

1.3.6.4调节阀门全开（VW。）工况

汽轮发电机组应能在调节阀全开，其它条件同1.3.6.2时，安全连续运行，汽轮机阀门全开的

进汽量应不小于105%的能力工况进汽量（铭牌进汽量），该进汽量不包含汽轮机的设计制造误差。

此工况为汽轮机进汽能力的验收工况。

1.3.6.5阻塞背压工况

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，当外界气温下降，引起

机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为阻塞背压工况，

汽轮机应能在此工况条件下安全连续运行。此时，汽轮机的背压称作阻塞背压。

1）额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；

2）补给水率为0%；

3）所规定的最终给水温度；

4）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；

5）采用汽动给水泵；

6）发电机效率98.98%,额定功率因数0.9（滞后）、额定氨压、额定电压、额定频率。

此工况也为机组出力保证值的验收工况。

1.3.7机组在全部高压加热器停用，其它条件同1.3.6.2时，应能发出额定出力。

1.3.8机组在任何一台低压加热器停用，其它条件同1.3.62时，应能发出额定出力。

1.3.9机组在带厂用辅助蒸汽，其它条件同1.362时，应能发出额定出力。

1.3.9机组在带厂用辅助蒸汽，其它条件同1.362时，应能发出额定出力。

1.4控制要求

1.4.1随机组成套供货的控制系统应在大型火电机组上有成功应用经验，适合电站特点，并且技

术先进、产品质量好、可靠性高、性能/价格比好。

1.4.2随机组提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国际标准。不得选用国家宣布的淘

汰产品。必须符合控制监视系统的需要，并根据安装地点满足防爆、防火、防水、防尘、防腐蚀、

防干扰的有关要求。所供的仪表控制设备和控制系统应得到买方的确认。

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1.4.3应提供足够的资料以说明对机组的控制要求，控制方式及联锁保护等方面技术条件和数

据，包括机组运行参数的报警值和保护动作值。

1.4.4应对随机组提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等都要有

详细说明，应注明安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置须提供安装使用说明书。

1.4.5阀门电动装置、电动执行机构采用智能一体化产品；重要的阀门电动装置、电动执行机构、

气动执行机构等需选用进口产品；进口电动装置、电动执行机构选用ROTORK、SIPOS、AUMA、

EMG产品，由卖方提出详细清单、最终由买方确认；国产电动执行机构按扬州电力修造厂、温州

瑞基、上自十一厂、扬州恒春产品选型。

1.4.6用于远传的开关设备，包括压力开关、差压开关、流量开关、液位开关、温度开关等需选

用进口产品。压力开关、差压开关、流量开关、温度开关选用SOR、UE、CCS产品；液位开关

选用SOR、E+H、Magnetrol产品.

1.4.7机组及附属系统配套的仪表控制设备，输入输出信号应为标准信号，应与DCS留有接口。

合同签定时，应有买方参加或征得买方的认可。

1.4.8买方提供的仪表设备和控制系统机柜的防护等级，一般室内为IP44；室外为IP56。

1.4.9卖方提供的所有参数及显示仪表刻度单位应符合国际单位制单位。例如Pa（帕）、kPa（千

帕）、MPa（兆帕）、℃（摄氏度）、t/h（吨/小时）、m3/h（立方米/小时）等。

1.4.10卖方应在烟道及锅炉运转层预留保温箱、保护箱的位置，并考虑垂直的电缆通道，以方便

检修。

2技术要求

2.1主要技术规范

本期工程装设2X660MW超临界参数燃煤间接空冷汽轮发电机组，锅炉为超临界参数变压直

流炉、一次再热、平衡通风、采用前后墙对冲燃烧方式、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬

吊结构n型锅炉。

2.1.1锅炉容量和主要参数：主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹

配，主蒸汽温度57TC,最大连续蒸发量为2218t/h,与汽轮机的VW0工况相匹配。

锅炉主要参数（暂定）：

过热蒸汽：最大连续蒸发量（B-MCR）2218t/h

额定蒸发量（BRL）2109Vh

额定蒸汽压力25.5MPa.a

额定蒸汽温度571℃

再热蒸汽：蒸汽流量(B-MCR/BRL)1879.77/1782.26t/h

进口/出口蒸汽压力（B-MCR）4.53/4.32MPa.a

进口/出口蒸汽压力（BRL）4.29/4.09MPa.a

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进口/出口蒸汽温度（B-MCR）316/568C

进口/出口蒸汽温度（BRL）309/568℃

给水温度(B-MCR/BRL)283.5/280℃

注：

1.压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压力（以后均同）。

2.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。锅

炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求应与汽轮机的参数相匹配，并满足本技术协议

书中各项性能指标。

2.1.2锅炉热力特性（B-MCR工况/BRL工况）：

干烟气热损失LG%4.574.48

氢燃烧生成水热损失LH%0.350.35

燃料中水份引起的热损失Lmf%0.100.10

空气中水份热损失LmA%0.040.04

未燃尽碳热损失Luc%0.700.70

辐射及对流热损失LR%0.160.16

未计入热损失LUA%0.100.10

计算热效率（按ASMEPTC4.1计算）%89.1689.26

计算热效率（按低位发热量）%93.9894.07

制造「裕量Lmm%0.27

保证热效率（按低位发热量）

BMCR工况%

BRL工况%93.80

燃料消耗量kg/h344990326400

炉膛容积热负荷KW/m381.2976.91

炉膛断面热负荷MW/m24.764.51

燃烧器区域壁面热负荷MW/m21.721.62

空气预热器进风温度（一次/二次）℃25/2025/20

空气预热器出口热风温度

一次风温度℃329326

二次风温度℃336333

省煤器出口空气过剩系数a1.161.16

炉膛出口过剩空气系数a1.151.15

空气预热器出口烟气修正前温度℃129128

空气预热器出口烟气修正后温度℃125123

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锅炉主要尺寸和热力指标汇总表:

项目符号单位数值

1a:宽度mm23534

U-Sb:深度mm15456.8

1J5。cmm9914.2

dmm13725.6

jrqemm26599.1

fmm15761.1

1gmm10465.8

hmm37923.1

n、

imm1850

(D

axbjmm15356.3

1kmm1243.2

+◄-0

0mmm12390.3

10q

3nmm4377.5

O+

+◄-1c0mm11489.4

mm8350

5p

P\j°PX

6qmm12408.1

rmm4843.3

¥

smm15462.1

ktmm3967.4

相邻燃烧器中心线之间的水平距离mm3200.4

最外排燃烧器至侧墙的水平距离mm3766

顶层燃烧器至屏底的距离L1mm26599.1

底层燃烧器至冷灰斗折角的距离L2mm3259.8

炉膛断面积Fm2363.8

炉膛容枳Vm321317.3

燃烧器区域壁面面积BAm21010

炉膛有效投影辐射受热面(EPRS)

EPRSm27718

(不含高过、未扣燃烧器开孔)

输入的净热量(BMCR)QMW1732.9

炉膛断面热负荷Q/FMW/m24.76

炉膛容积热负荷Q/VKW/m381.29

燃烧器区域壁面热负荷Q/BAMW/m21.72

炉膛有效投影辐射受热面热负荷Q/EPRSKW/m2224.52

炉膛出口烟气温度FEGT℃1014

屏底烟温℃1351

注:

(1)炉膛容积的定义按：《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》DL/831-2002,

9

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（2）燃烧器区域选取为：燃烧器区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。

（3）热负荷值应根据炉膛净输入热量计算。炉膛净输入热量是锅炉在B-MCR工况下的

计算燃煤量（即考虑q4损失后的燃煤量）与燃料低位发热量的乘积。

炉膛截面积（附图1）,燃烧器区域面积（附图2）,有效投影辐射面积（附图3）,炉膛容积

（附图4）的计算示意图如下:

2.1.3燃料

本期2x660MW机组燃煤全部由神华准格尔能源有限公司下属的黑岱沟露天煤矿和哈尔乌素

露天煤矿供给。

2.1.3.1设计煤种的煤质及灰成分分析见下表

燃料品质

名称符号单位设计煤种校核煤种

收到基碳Car%48.5443.18

收到基氢Har%3.253.02

收到基氧Oar%10.7010.43

收到基氮Nar%0.800.68

煤

Sar

成收到基硫%0.410.36

分

收到基灰Aar

分%27.5031.53

析

收到基水分（全水分）Mar%8.8010.80

空气干燥基水份Mad3.453.16

干燥无灰基挥发份Vd.af%38.7941.53

收到基低位发热量Qnet.arkJ/kg1821016060

kcal/kg4354.793840.64

灰二氧化硅SiO246.9046.80

成

AI2O3

分三氧化二铝%38.8939.12

分

三氧化二铁F&O3

析%4.183.20

氧化钙CaO%3.724.01

10

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氧化镁MgO%1.631.73

氧化钾

K20%1.211.38

氧化钠

Na2O%0.460.47

二氧化硫

S03%1.211.36

二氧化钛

TiO2%1.191.36

二氧化铳MnO2%0.0130.017

其它%0.600.55

焦结特性

灰熔融特性

变形温度（弱还原性）DT℃>1500>1500

软化温度（弱还原性）ST℃>1500>1500

半球温度（弱还原性）HT℃>1500>1500

流动温度（弱还原性）FT℃>1500>1500

飞灰比电阻

磨损冲刷指数Ke0.771.19

可磨度一哈氏HGI6459

煤中干基游离二氧化硅SiO2(F)d%

2.1.3.2点火及助燃用油

本工程锅炉点火方式为：高能电火花-轻油-煤粉。燃烧器设计时应考虑配合买方安装节油点

火装置，积极与节油装置厂家配合，并作性能保证。采用0号或-10号轻柴油，油质的特性数据

见下表：

序号种类单位0#轻柴油-10#轻柴油

1运动粘度mm2/s3.0-8.0

2灰分%<0.01

3硫分%<0.035

4水分痕迹

5闭口闪点℃>55

6凝固点℃<0℃<-10℃

7低位发热量kJ/kg〜41800

2.1.4锅炉运行条件

2.1.4.1锅炉运行方式：带基本负荷并具有一定的调峰能力。

2.1.4.2制粉系统：中速磨煤机正压冷一次风直吹式制粉系统，配6台中速磨煤机，五运一备。

煤粉细度R90=22.5%（设计煤种、校核煤种）。

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北方联合电力和林发电厂2X660MW超临界空冷机组工程锅炉技术协议（附件一）

2.1.4.3给水调节：机组配置1台100%B-MCR容量的汽动调速给水泵，1台30%容量两机的电

动启动给水泵。

2.1.4.4旁路系统：其容量按40%B-MCR简化旁路考虑。

2.1.4.5排渣方式：固态连续排渣，采用一台干式排渣机。

2.1.4.6锅炉在投产一年后，年利用小时数要求大于6000小时,年平均运行小时数要求大于7500

小时。

2.1.4.7空气预热器进风加热方式：暖风器加热。

2.1.5锅炉计算应考虑当地大气压的修正，提供经过修正后的计算数据。

2.2锅炉设备性能要求

2.2.1锅炉带基本负荷并参与调峰。

2.2.2锅炉变压运行，采用定—滑一定的方式，卖方给出的压力一负荷曲线，应与汽轮机相匹配。

2.2.3锅炉应能适应设计煤种和校核煤种。燃用设计煤种，在BRL工况下锅炉保证热效率应不

低于93.8%（按低位发热值）。

2.2.4在全部高加停运时，锅炉的蒸汽参数应能保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量也能满

足汽轮机在此条件下达到额定出力。

2.2.5锅炉在燃用设计煤种时，能满足负荷在不大于锅炉的30%B-MCR时，不投油长期安全稳

定运行，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。

2.2.6锅炉负荷变化率应达到下述要求：

在50%~100%B-MCR时，不低于±5%B-MCR/分钟

在30%〜50%B-MCR时，不低于±3%B-MCR/分钟

在30%B-MCR以下时，不低于±2%B-MCR/分钟

负荷阶跃：大于10%汽机额定功率

2.2.7过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在35%〜100%B-MCR、再热汽温在50%〜

100%B-MCR负荷范围时，应保持稳定在额定值，偏差不超过±5C。

2.2.8锅炉燃烧室的承压能力

锅炉燃烧室的设计承压能力不低于±5900Pa,当燃烧室突然灭火内爆，瞬时不变形承载能

力不低于±9800Pa。

2.2.9锅炉因燃烧室空气动力场分布不均或其他原因产生的烟温偏差，在炉膛出口水平烟道两侧

对称点温差不超过50℃。若实测超过该值时，任何受热面不得超温，卖方应免费采取必要的措施

加以解决。

2.2.10过热器和再热器两侧出口的汽温偏差应分别小于5℃和

2.2.11锅炉炉墙、热力设备及管道等的保温表面温度在锅炉正常运行条件下，当环境温度（距

保温表面1m处空气温度）小于等于27℃时，不应超过50℃；当环境温度大于27℃时保温表面

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北方联合电力和林发电厂2X660MW超临界空冷机组工程锅炉技术协议（附件一）

温度允许比环境温度高25℃。散热量（按金属壁温计算）不应超过下表规定值:

金属壁温度。C400450500550600

散热量W/m2227244262279296

2.2.12过热器蒸汽侧的压降应不大于2.22MPa（按B-MCR工况计算，从分离器出口到过热器

出口）。

2.2.13再热器蒸汽侧的压降不大于0.19MPa（按B-MCR工况计算）。

2.2.14省煤器水侧的压降不大于0.1MPa（按B-MCR工况计算）。

2.2.15水冷壁压降不大于2.08MPa（按B-MCR工况计算）

2.2.16锅炉的起动时间（从点火到机组带满负荷），应与汽轮机相匹配，一般应满足以下要求：

冷态起动5〜6小时

温态起动2〜3小时

热态起动1〜1.5小时

极热态起动〈1小时

2.2.17锅炉机组在30年的寿命期间，允许的启停次数不少于下值：

冷态起动（停机超过72小时）>200次

温态起动（停机72小时内）>1200次

热态起动（停机10小时内）>5000次

极热态起动（停机小于1小时）>300

负荷阶跃>12000

2.2.18卖方应提供必要的冷态、温态、热态及极热态起动曲线，提供在使用年限内不同状态下

允许起停次数。起动考虑采用定-滑一定方式。并提供各种状态下每次起动的寿命消耗数据。其总

的寿命消耗应不大于70%。

各种状态下每次起动的寿命消耗数据如下:

寿命消耗（%/次）

类另U允许起停次数点火至满负荷时间（min）

启动分离器末级过热器

冷态启动2003600.010.01

温态启动12001800.005830.01

热态启动5000