伊春热电工程锅炉本体技术协议

目录

第一章技术规范--------------------------------2

第二章供货范围-------------------------------76

第三章技术资料及交付进度----------------------9错误!未定义书签。

第四章交货进度-.....——……——…一…一错误!未定义书签。

第五章监造、检验和性能验收试验----------------错误!未定义书签。

第六章技术服务和设计联络----------------------错误!未定义书签。5

第七章分包与外购------------------------------错误!未定义书签。8

第八章大（部）件情况------------------------错误!未定义书签。8

第一章技术规范

1.总则

本技术协议用于华能伊春热电联产（2x350MW）新建工程国产燃煤超临界机组的锅

炉设备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。

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。卖方提供的设备应是

成熟可靠、技术先进的产品。

卖方对供货范围内的锅炉成套系统的设备（含辅助系统与设备、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）的产品制造商应事先征得买方的

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1个月，按本技术协议要求，卖方提出合同设备的设计、制造、检验/工厂

试验、装配、安装、调试、试运、验收、性能试验、运行和维护等标准清单给买方，买方

确认。

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，卖方应在设计上给以修改。

本工程采用KKS标识系统。卖方提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有

KKS编码，卖方承诺KKS标识系统采用买方的企业标准。本工程KKS标识系统由设计院

提供。

1.1自然条件

伊春河流域地处中温带大陆性季风气候区。厂址位于伊春河右岸。厂址西侧、北侧两

面临伊春河。

工程选址阶段气象数据采用伊春气象站1956年〜2008年累年气象统计资料，如下：

平均气温1.0℃

极端最高气温36.3℃（1982年7月8日）

极端最低气温-43.1℃（1970年1月3日）

平均气压985.2hPa

平均风速2.2m/s

平均降水量625.3mm

最大一次降水量133.1mm(历时1天，1990年8月13日)

最大年降水量995.5mm（1985年）

最小年降雨量489.2mm（1986年）

平均年蒸发量1002.4mm

无霜期87d

平均结冰日数197.3d

平均结冰日期9月24日

平均终冰日期5月10日

最大冻土深度290cm

最大积雪深度34cm

根据伊春气象站1971年〜2007年风向频率资料，统计伊春气象站的累年夏季、冬季、

全年的风向频率：

全年主导风向W

夏季主导风向E,SE

冬季主导风向W

根据《中国地震动峰值加速度区划图》(GB18306-2001)和《中国地震动参数区划

图》(GB18306-2001)可知，厂址地震动峰值加速度为0.05g(相对应的地震基本烈度

为6度)，地震动反应谱特征周期为0.35s。

1.2主要技术规范

本工程装设2台350MW超临界燃煤汽轮发电机组，锅炉为超临界参数变压运行直流

炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、不带启动循环泵内置式启动系统、锅炉运转层为栅格

板大平台、空气预热器区域设备间处为花纹钢板平台，联合煤仓给煤机层为混凝土大平台，

紧身封闭、干式排渣、全钢构架、全悬吊结构F1型锅炉。同步上SCR脱硝装置。

机组运行方式：非采暖期工况按定滑定运行方式考虑，供热工况定压运行。汽机旁路

系统暂按35%容量两级串联。

机组负荷性质：非采暖期，机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力。采暖期,

遵循以热定电原则，机组提供采暖热负荷。

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(°C)水质

闭式循环冷却水0.4~0.838除盐水

备注系统冷却器设计压力请按照1.OMPa设计

压缩空气系统：动力气源为仪用压缩空气，压力为0.45〜0.8MPa(a)。

辅助蒸汽参数：0.8〜1.2MPa,350ro

1.2.1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，主蒸汽温度按571C,最大连续蒸发量(BMCR)暂按1121.2t/h,最终与汽轮

机的VWO工况相匹配。

锅炉型号：HG-1121/25.4-HM

锅炉主要参数：(暂定)

过热蒸汽：

最大连续蒸发量(B-MCR)1121.2t/h

额定蒸发量(TRL)1067.8t/h

额定蒸汽压力25.4MPa.g

额定蒸汽温度571℃

再热蒸汽：

蒸汽流量(B-MCR/BRL)897.848t/h、852.208t/h

进口/出口蒸汽压力(B-MCR)4.691/4.504MPa.g

进口/出口蒸汽压力(TRL)4.446/4.268MPa.g

进口/出口蒸汽温度(B-MCR)325.3/569℃

进口/出口蒸汽温度(TRL)320.0/569℃

给水温度(B-MCR)285.2℃（暂定）

给水温度(BRL)281.7℃（暂定）

注：a).锅炉最终参数应与汽轮机各种工况参数相匹配。

b).压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压(以后均同)。

c).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。

1.2.2锅炉热力特性（B-MCR工况）由卖方填写:

干烟气热损失LG5.01%

氢及燃料中水分热损失LH0.63%

空气中水份热损失LmA0.09%

未燃尽碳热损失Luc1.10%

辐射及对流热损失LR0.18%

未计入热损失LuA0.30%

计算热总损失7.31%

计算热效率（按低位发热量）92.69%（按ASMEPTC4.1计算）

制造厂裕量Lmm0.29%

保证热效率（按低位发热量）（BRL工况）92.5%

燃料消耗量198.057t/h

炉膛容积热负荷85.06kW/m3

炉膛断面热负荷4.298MW/m2

燃烧器区域壁面热负荷1.446MW/m2

空气预热器进风温度30/23℃

空气预热器出口热风温度

一次风温度370℃

二次风温度352℃

省煤器出口过剩空气系数a1.20

炉膛出口过剩空气系数a1.20

空气预热器出口烟气修正前温度142℃

空气预热器出口烟气修正后温度137℃

1.3设计条件

1.3.1煤种

本工程设计煤质采用鹤岗峻德煤矿洗中煤与扎资诺尔褐煤按1:1混合的混煤。

煤质及灰分析见下表:

项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2

1.煤种混煤鹤岗洗中煤扎贲诺尔煤

2.元素分析

收到基碳Car%42.1342.0244.82

收到基氢Har%2.772.692.68

收到基氧Oar%8.306.0010.26

收到基氮Nar%0.360.390.52

收到基全硫St,ar%0.160.220.13

3.工业分析

全水分Mt%16.708.231.75

空气干燥基水分Mad%3.500.9612.08

收到基灰分Aar%29.5840.489.84

干燥无灰基挥发分Vdaf%42.3838.5642.42

4.收到基低位发热量Qnet,arMJ/kg15.9016.016.31

5.哈氏可磨性指数HGI706767

6.冲刷磨损指数Ke8.313.72.8

7.灰熔融特征温度

变形温度DT℃132714811184

软化温度ST℃1372>15001202

半球温度HT1381>15001211

流动温度FT℃1420>15001280

8.灰成分

二氧化硅SiO2%65.0669.0556.23

三氧化二铝AI2O3%19.4420.4915.16

三氧化二铁Fe2Os%3.623.014.99

氧化钙CaO%2.771.6310.22

氧化镁MgO%0.650.600.00

氧化钠Na2O%1.010.861.96

氧化钾K2O%2.912.722.17

二氧化钛T1O2%0.840.720.78

三氧化硫SO3%1.170.542.89

五氧化二磷P2O5%0.080.080.31

二氧化镒MnO2%0.120.11其他:5.29

9.煤灰比电阻

测试温度19/21/18℃时Q.cm3.67X1093.62X1097.16X108

测试温度90℃时Q.cm1.84X10111.23X10118.50X1010

测试温度120c时Q.cm2.76X10112.05X10112.33X1011

测试温度150℃时Q.cm2.20X10111.54X10112.72X1011

测试温度180℃时Q.cm9.18X1O108.80X10101.99X1011

测试温度210℃时Q.cm2.76X10104.74X10101.19X1011

10.煤中游离二氧化硅含量SiO2(F)%9.3917.28

1.3.2锅炉点火及助燃系统

本锅炉点火及助燃采用等离子点火系统。等离子燃烧器按照三台磨煤机对应的燃烧器

进行设置，并装设在最下三层燃烧器上，以便锅炉启动过程中点火的稳定性。

本工程设计为五台中速磨，并采用四角切圆燃烧方式配水平浓淡直流燃烧器，每台磨

煤机对应一层四支燃烧器，因此等离子点火装置应当按三层（十二支）设置，并装设在最

下三层燃烧器上。

1.3.3锅炉给水及蒸汽品质

1.3.3.1锅炉给水质量标准

补给水量：正常时（按B-MCR的1.5%计）16.82t/h

起动或事故时（按B-MCR的8%计）89.70t/h

锅炉给水质量标准（按CWT工况设计，即联合水处理工况设计）

总硬度

溶解氧（化水处理后）30~150|jg/l

铁<5|jg/l

铜42用/1

二氧化硅<10pg/l

PH值8.0~9.0

电导率25℃<0.15|jS/cm

钠<3|jg/l

TOC<200pg/l

1.3.3.2蒸汽品质要求

钠<3pg/kg

二氧化硅viOpg/kg

电导率25℃<0.15pS/cm

铁<5pg/kg

铜<2|jg/kg

1.3.3.3厂用电系统电压

高压：

高压系统为6.3kV三相50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为6kV。

低压：

低压为400/230V三相四线50赫兹；额定200kW以下电动机的额定电压为380V；

交流控制电压为单相220Vo

直流控制电压为110V,来自直流系统，电压变化范围从94〜121V。

应急直流油泵电机额定电压为220V直流，与直流系统相连，电压变化范围从187〜

242V。

设备照明和维修电压：

设备照明由单独的400/230V照明变压器引出。

维修插座电源额定电压为400/230V.56A三相四线50赫。

1.3.4锅炉运行条件

锅炉运行方式：锅炉按带基本负荷设计，并能适应汽轮机定压、滑压运行工况。锅炉

应具有较好的调节、启停性能和最低稳燃负荷40%BMCR调峰性能。

制粉系统：采用5台中速磨，4运1备，冷一次风正压直吹式制粉系统；煤粉细度

R9O=20%O煤粉均匀性指数1.1o

给水调节：采用1台100%容量汽动给水泵+1x30%容量电动给水泵（启动）。

汽轮机旁路系统：采用高低压串联35%旁路系统，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凝汽器。

除渣方式：采用干式除渣机连续排渣。干除渣漏风量小于1%的锅炉总风量。当排渣

机故障时，锅炉渣斗能贮存不少于4小时的排渣量。

空气预热器进风加热方式：一次风机、送风机入口加装暖风器。

锅炉点火及助燃采用等离子点火系统（三层）。

1.3.5锅炉在投入商业运行后，年利用小时数不小于6000小时，年运行小时数不小于7800

小时。

锅炉投产第一年因产品质量和卖方原因引起的强迫停用率不大于2%,连续可调时

间大于半年。计算公式如下:

强迫停运小时数

强迫停用率=xlOO%

运行小时数+强迫停运小时数

1.3.6机组运行模式符合以下方式

负荷(BRL)年运行小时数

100%4200

75%2120

50%1180

40%300

1.4设计制造技术标准

1.4.1锅炉的设计、制造所遵循的标准的原则为：

1.4.1.1按引进技术设计制造的设备，均按引进技术相应的标准如ASME、ASTM、NFPA

及相应的引进公司标准规范进行设计、制造、检验。

1.4.1.2在按引进国外产品或分包给外商设计的同时，还完全满足最新版的中国国家标准

和相关行业标准规范。

1.4.1.3在按引进国外产品或分包给外商设计的同时，还完全满足中国安全、环保及其它

方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。

1.4.1.4如果在协议中存在某些要求高于上述标准，则以协议的要求为准。

1.4.1.5在上述标准、规程（规定）发生矛盾的情况下，以较高的标准为准。

1.4.1.6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ASMEPTC4.1,蒸汽的性能取自Ernst.schmidt发表而由Ulich.GNgull修订、更新的

SI-单位制。〜800℃,0~100MPa的水和蒸汽特性图表。

1.4.2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《锅炉及压力容器规范》第I、II、V、VII、

VIII、IX卷。

ASMEB31.1美国机械工程师学会压力管道规范《动力管道》

ASMEPTC美国机械工程师学会动力试验规程

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

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

1.4.3除上述标准外,卖方设计制造的设备还满足下列规程（但不低于）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》DL5053-1996

原电力部《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）DL/T5047-95

原电力部《火电工程起动调试工作规定》

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（与电力部《电力工业锅炉压力容器

监察规程》有矛盾者，以电力部的为准）

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/T589-2010

国家标准《水管锅炉受压元件强度计算》GB9222-2008

国家标准《钢结构设计规范》GBJ50017-2003

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

TEo

1.4.4卖方将提供设计制造的规范、规程和标准等清单。在上述所列标准有矛盾时，按较

严格者执行。

2.技术要求

2.1锅炉本体性能要求

2.1.1锅炉按带基本负荷设计，并能适应汽轮机定压、滑压运行工况。锅炉应具有较好的

调节、启停性能和最低稳燃负荷40%BMCR调峰性能。

2.1.2锅炉变压运行，采用定一滑一定的方式或纯滑压运行，卖方给出的压力一负荷曲线,

应与汽轮机相匹配。

2.1.3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92.5%（按低位发热值）。

2.1.4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。

2.1.5锅炉在燃用设计煤种时，能满足负荷在不大于锅炉的40%B-MCR时，不投等离子

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。

2.1.6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

2.1.7过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在40%〜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±5℃。

2.1.8锅炉燃烧室的承压能力

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。锅炉设计时应考虑引

风机TB点的压力值对炉膛瞬态承压能力的影响。锅炉燃烧室的设计承压能力大于

±6500Pa,当燃烧室突然灭火内爆，瞬时不变形承载能力不低于±9800Pa。

2.1.9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，卖方应采取必要的

措施加以解决，卖方应充分考虑防止结焦的措施。卖方提出防止锅炉结焦的专题技术方案,

买方组织对该方案进行审查。

2.1.10过热器和再热器两侧出口的汽温偏差应分别小于5c和10℃-

2.1.11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℃,风速2.5m/s时，不应超过50℃；当环

境温度大于27c时保温表面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℃400450500550600

散热量W/m2227244262279296

2.1.12过热器蒸汽侧的压降应不大于1.41MPa（按B-MCR工况计算）。

2.1.13再热器蒸汽侧的压降应不大于0.19MPa（按B-MCR工况计算）。

2.1.14省煤器水侧的压降应不大于0.23MPa（按B-MCR工况计算）。

2.1.15水冷壁压降应不大于1.96MPa（按B-MCR工况计算）。

2.1.16锅炉两次大修间隔应大于6年，小修间隔应大于2年。

2.1.17燃烧器防磨件及省煤器防磨板等使用寿命大于50000小时。

2.1.18喷水减温器的喷咀使用寿命应大于80000小时。

2.1.19锅炉各主要承压部件的使用寿命应大于30年，受烟气磨损的低温对流受热面的使

用寿命应达到100000小时，空气预热器的冷段蓄热元件的使用寿命不低于50000小时。

2.1.20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

2.1.21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1小时内）>150次

负荷阶跃>12000次

2.1.22卖方应提供必要的冷态、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。启动考虑采用定-滑一定方式。并提供各种状态下每次启动的寿命消

耗数据。其总的寿命消耗应不大于70%。

2.1.23锅炉参数（包括启动系统）最终要与汽轮机相匹配，且各项技术指标及性能保证值不

得低于本技术协议要求。

2.1.24卖方提供锅炉受热面及管道的酸洗范围禁用药品及管材酸洗中的保护要求。卖方提

供酸洗方案、酸洗系统图及酸洗药品的建议。卖方提供锅炉及系统的吹管方案、控制参数

的建议及系统图。

2.1.25锅炉的汽水系统应为无铜系统。

2.1.26锅炉热力系统水汽取样点的配置按照DL/T5068-2006《火力发电厂化学设计技术规

程》中附录I《热力系统水汽取样点及在线仪表配置》要求执行。

2.2锅炉本体结构和设计要求

2.2.1锅炉结构

2.2.1.1

锅炉运转层、给煤机层标高12.60m,为栅格板大平台。紧身封闭，炉顶设轻型钢屋

盖，锅炉间通风方式采用通风器。密封大罩壳、炉顶吊、司水平台及其它平台由卖方设计、

制造、供货。

回转式空气预热器布置，满足冷、热风道及冲洗前排灰和冲洗水排放设施布置的要求,

并设置空气预热器检修单轨及梁。

锅炉采用紧身封闭布置、锅炉运转层为栅格板大平台、空气预热器区域设备间处为花

纹钢板平台，联合煤仓给煤机层为混凝土大平台（买方负责），锅炉本体钢构架范围内设

置钢格栅大平台，钢格栅平台及花纹钢板平台（含钢骨架）由卖方设计、生产和供货。炉顶

轻型屋盖排水系统由卖方设计并供货。联合煤仓屋面由买方负责，屋面钢结构由卖方负责。

炉顶设置保温屋盖；炉顶结构、屋盖由卖方设计并供货。保温屋盖造型及颜色经买方确认。

回转式空气预热器的布置，应满足空气预热器检修和烟风道及除灰设施布置的要求。

2.2.1.2锅炉构架除承受锅炉本体及中间联合煤仓间内煤斗、给煤机等荷载外，还承受锅

炉及联合煤仓范围内的各个设备的检修荷载，所有汽水管道，烟、风、煤粉管道、吹灰设

备、锅炉房封闭墙板、轻型屋盖、炉顶吊、12.6m锅炉运转层栅格板大平台等的荷载（包

括活荷载），锅炉钢架周边相邻构筑物在炉架上生根产生的荷载、电梯井传来的荷载、炉

后风机房内烟道、汽水管道、风机检修起吊等荷载、脱硝装置部分荷载（包括风载、地震

作用）；并负责上述荷重锅炉框架内的生根梁的设计和供货，卖方有义务与买方配合工作。

并考虑锅炉封闭墙板的风荷载、锅炉屋面顶雪荷载及安全门动作动荷载。锅炉设计时应考

虑脱硝装置布置空间，锅炉钢结构最后一排柱应考虑脱硝装置和风机房等相关设施的部分

垂直荷载及水平荷载，脱硝反应器本体部分的水平荷载由脱硝构架承担。

炉顶吊在锅炉各层平台的预留孔及连接平台由卖方设计并供货；炉顶吊等各种起吊设

施（包括吊车梁、电动葫芦与H型节能滑触线）由卖方设计并供货。回转式空气预热器的

布置，满足空气预热器检修和烟风道及除灰设施布置的要求。回转式空气预热器的检修设

施（包括吊车梁、电动葫芦与H型节能滑触线）由卖方设计并供货。

锅炉炉内铝合金检修平台由卖方设计并供货（包括传动装置、检修平台、控制部分、

安全保护部分、安装平台所需的辅助设施等全套设备及装置）。检修平台采用整体分装式。

检修平台的工作范围为：锅炉底部冷灰斗拐点至炉顶棚范围内所有受热面的检查。炉内铝

合金检修平台最大可能充满炉膛。并满足在燃烧器区域、折焰角区域的特殊部位的尺寸要

求。炉内铝合金检修平台装置符合国家劳动部有关规定，且满足《电力建设安全操作规程》

的有关规定。锅炉炉内铝合金检修平台卖方提供三家供货商由买方确定。

炉顶单轨吊在锅炉各层平台的预留孔及连接平台由卖方设计并供货；单轨吊等各种起

吊设施由卖方设计供货并考虑起吊方便。

2.2.1.3各承重梁的挠度与本身跨度的比值应不超过以下数值：

大板梁1/1000

次梁1/750

一般梁1/500

空气预热器支承大梁1/1000

2.2.1.4平台、步道和扶梯要有足够的强度和刚度，运行层大平台的活荷载为10kN/m2（不

包括平台自重），检修平台的活荷载为4kN/m2；其余各层平台的活荷载为2.5kN/m2；

扶梯的活荷载为2kN/m2o

2.2.1.5平台要便于检修及运行维护，经常检修作业的平台必须防水、防滑、围板完整。

2.2.1.6锅炉钢架柱脚与混凝土基础接口标高为-0.5米。

2.2.1.7锅炉钢架的设计注意避免与锅炉零米的捞渣机设备本体及斜升段碰撞。

2.2.2锅炉启动系统

2.2.2.1启动系统及容量需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。卖方采用不带再循环泵的内置式启动系统，并提供启动系

统的运行方式和启动全过程期间的接口参数。

2.2.2.2锅炉设内置式启动系统，包括启动分离器、贮水箱、水位控制阀、大气式扩容器、

疏水箱、疏水泵、管道及附件等组成。

2.2.2.3启动分离器宜为圆形筒体结构，直立式布置。分离器的设计除考虑汽水的有效分

离，还需考虑启动时汽水膨胀现象。

2.2.2.4启动分离器汽水混和物入口位置、角度和流速的选取应有利于汽水分离，汽和水

的引出方向应与汽水引入管的旋转方向相一致，以减少阻力。分离器内应设有阻水装置和

消旋器。

2.2.2.5启动分离器的结构、材料的选取及制造工艺，应能适应变压运行锅炉快速负荷变

化和频繁启停的要求。

2.2.2.6分离器的设计参数应按全压设计，并充分考虑由于内压力、温度及外载变化引起

的疲劳。封头结构采用球形结构。

2.2.2.7分离器或出口管道上还需设置压力测点等。

2.2.2.8贮水箱应有足够的水容积和汽扩散空间，设置必要的疏水接头、水位测点。

2.2.2.9系统中的调节阀前后压差很大，要有良好的调节特性，能抗汽蚀、防泄漏、达到

ANSIV级、承受高压差。所有调节阀应能在各种起动工况下，满足不同组合运行方式时

排放流量的要求。截止阀应能承受高压差、关闭严密、不泄漏。

2.2.2.10扩容器后疏水泵采用2X100%,一用一备。容量要求满足锅炉最大启动排水量，

并保证20%的压头及流量的余量，压力由设计院提供确定。

2.2.3燃烧室和水冷壁

2.2.3.1卖方应根据买方提供的煤质资料，确定锅炉的几何尺寸、炉膛容积、炉膛容积热

负荷，燃烧器区域壁面热负荷、炉膛有效的投影辐射受热面热负荷（EPRS）、炉膛断面

热负荷、炉膛出口烟气温度、屏底烟气温度等全部设计参数。卖方应提供全部设计的计算

公式、数值，并说明有关参数的选取准则。

2.2.3.2采用的设计方案和设计数据必须满足：

a）点火方便、燃烧稳定、安全；

b）卖方必须采取有效的防止炉膛结焦措施，并提供说明；

c）卖方必须采取有效措施，保证燃烧室空气动力场良好，出口温度场较均匀，炉膛

出口水平烟道两侧对称点间的烟温偏差不得超过50℃,并说明所采取的防止偏差的有效措

施；

d）受热面不产生高温腐蚀；为防止类似现象发生，卖方在锅炉设计结构上，材质选

择上进行优化，除了考虑材料强度之外，也充分考虑材料抗蒸汽氧化能力，同时严格控制

制造质量，同时加强与用户沟通，对产品安装，调试等提出明确的要求，以防止受热面高

温氧化，氧化皮脱落堵管的措施；

e）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，都应保证炉膛出口

以后的受热面不结渣、不积灰。炉膛出口断面，是指折焰角垂直向上至顶棚管的假想平面。

如此平面前屏的间距小于457mm,则炉膛出口断面定义在此屏前。如假想平面后有间距

大于457mm的管束，则炉膛出口断面后移，但不得超过后水冷壁中心线。炉膛容积是以

冷灰斗底部有效容积上半部高度到炉膛出口的容积（扣除其中屏间距小于457mm的管

束）。燃烧器区域，即假想的燃烧中心区，其四周壁面积为燃烧器上下煤粉喷口中心线之

间的垂直距离外加3m所包围的炉墙壁面积（见附图）。

f）在各种运行工况下，锅炉炉膛设计应使炉膛水冷壁管、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；

g）决定炉膛热负荷时，对于锅炉在B-MCR工况下，炉膛出口烟气温度的确定应考

虑在任何工况下受热面不会结焦；

h）炉膛布置的吹灰器应能随炉体膨胀。

2.2.3.3锅炉应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，炉膛的设计压

力和抗爆压力应符合2.1.8条要求。

2.2.3.4炉膛下部水冷壁采用螺旋管圈，锅炉采用带螺旋管的冷灰斗（内壁光管）。

2.2.3.5水冷壁采用全焊接的膜式水冷壁，保证燃烧室的严密性，鳍片宽度应能适应变压

运行的工况。并确保在任何工况下鳍端温度低于材料的最高允许温度。

2.2.3.6在任何工况下（尤其是低负荷及起动工况），应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现象。水冷壁的设计要考虑起动时汽水膨胀现象。

2.2.3.7水冷壁管应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。还应进行水冷壁管管壁温度工况的校

核，判断管子的温度和应力是否在许用范围内。

2.2.3.8对水冷壁管子及鳍片应进行温度和应力验算，无论在锅炉起动、停炉和各种负荷

工况下，管壁和鳍片的温度均应低于钢材的许用值，应力水平亦应低于许用应力，使用寿

命保证不低于30年。

2.2.3.9水冷壁制造应严格保证质量，要对水冷壁管件对接焊缝应进行100%无损探伤，

锅炉安装后，不允许水冷壁泄漏。

2.2.3.10对螺旋管水冷壁，螺旋管倾角的选择应充分考虑汽水分层、传热恶化等的影响。

2.2.3.11锅炉最低直流负荷为30%B-MCRo

2.2.3.12对螺旋管圈水冷壁支承装置“张力板”及附件尺寸应选择恰当，还应进行应力分

析，以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。卖方应附图说明螺旋管圈水冷壁的支承、吊挂结构形式。

2.2.3.13对螺旋上升管的管子弯曲，应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。

2.2.3.14螺旋上升管屏的端部加工应准确无误，各管口平面与管屏端线夹角应等于90°-

螺旋角。

2.2.3.15螺旋管水冷壁的制作要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，应予以充分重视。

2.2.3.16对螺旋上升管圈的膜式壁，螺旋灰斗及过渡部分应在运输允许的条件下，最大

程度在工厂组装，并详细说明组装程度及现场焊口数量（包括过热器、再热器、省煤器）。

螺旋管圈及垂直管圈部分根据制造和安装许可条件采用分片出厂，但在冷灰斗拐点及

螺旋管圈与垂直管圈的过渡区域为了方便现场的安装仍采用散管供货。

2.2.3.17炉架结构应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。

2.2.3.18为监视蒸发受热面出口金属温度，在水冷壁管上应装有足够数量的测温装置。

温度测量元件设计由卖方设计，买方采购。

2.2.3.19锅炉应设有膨胀中心，并在需监视膨胀的位置合理布置装设膨胀指示器，膨胀

指示器的装设应利于在运行工况巡视检查。卖方应说明锅炉装设膨胀指示器的数量及相应

的布置位置。炉顶密封按先进成熟的密封技术制造，比较难于安装的金属密封件应在制造

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。炉

顶大包的侧面及顶部设有人孔，便于通风。

2.2.3.20水冷壁上应设置必要的观测孔、热工测量孔、人孔、吹灰孔及布置相应的平台；

人孔门的布置应便于检修人员进入各受热面并设有出入平台；炉顶应设有炉膛内部检修时

装设临时升降机具，脚手架及其使用用的预留孔，预留孔数量不小于4个，所有预留孔应

确保密封严密。

2.2.3.21水冷壁和灰渣斗接合处应有良好的密封结构，以保证水冷壁能自由膨胀。

2.2.3.22冷灰斗水平夹角应不小于55°,燃烧室及冷灰斗的结构应有足够的强度与稳定

性，冷灰斗处的水冷壁管和支持结构应能承受大块焦渣的坠落撞击和异常运行时焦渣大量

堆积的荷重。

2.2.3.23水冷壁的放水点应装在最低处，保证水冷壁管及其集箱内的水能放空。

2.2.3.24（删除）

2.2.3.25（删除）

2.2.4燃烧器

2.2.4.1本工程采用低NOx水平浓淡直流煤粉燃烧器，燃烧方式采用四角切圆燃烧。煤粉

燃烧器的设计、布置充分考虑了对设计煤种和校核煤种的适应性及煤质的变化范围，保证

炉内稳定燃烧，不结焦，燃烧器不被烧坏。

2.2.4.2锅炉按所提供的设计煤种和校核煤种，选择合理的燃烧器个数和燃烧器区域热负荷

及单个燃烧器的出力。燃烧器角式布置，与磨煤机相对应，每台磨对应一层燃烧器，共5

层，总共20只燃烧器。在最上层煤粉燃烧器上方，四角布置燃尽风口。

2.243上排燃烧器到屏式过热器底部，下排燃烧器到冷灰斗弯管处均应有足够的距离，防

止发生火焰冲刷水冷壁和结焦现象，以保证锅炉安全经济运行。燃烧器的设计、布置应考

虑降低燃烧产物中的Nox的措施和实现最低稳燃最低负荷的措施及有效的消除烟气温度偏

差的措施。

2.2.4.4燃烧器的喷口采用防止烧坏和磨损的新型合金材料制造。燃烧器的结构必须满足当

检修时能够从外部进行拆装的条件。燃烧器处应有适当的观察孔。燃烧器应随炉膛膨胀而

移动。

2.2.4.5燃烧器上应有火焰检测器的安装位置，火焰检测器的安装位置应能保证在全负荷范

围内燃烧时正确地进行火焰检测。

2.246燃烧器的二次风挡板关闭严密，每个二次风挡板配供气动执行器（包括过滤减压阀

等附件）。有安装二次风执行器的平台，并留有一定的空间，从而保证执行器不会因环境

温度过高而不能正常运行。

2.247卖方采用四角布置的水平浓淡直流燃烧器，调风机构调节灵活、方便、达到设计要

求，布置上充分考虑了燃烧器之间的相互影响，以免发生水冷壁结焦现象。直流煤粉燃烧

器调风机构设计简单、坚固，操作方便、灵活、有效、可靠。燃烧器的所有调节机构都在

试运行燃烧调整时设定，运行中不需要再做调节。

2.248燃烧器的布置，单个一次风喷口的热负荷，应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，出口温度场均匀。受热面不产生高温腐蚀。不会有火焰

直接冲刷水冷壁和明显结焦现象，燃烧器出口及附近水冷壁不会有结焦现象，以保证锅炉

安全经济运行。

2.249为满足环保要求，卖方选择低氮燃烧器，采用低氮燃烧技术，并应在有关措施中提

供详细的说明。NOx的保证值为300mg/Nm3(02=6%)。

2.2.4.10燃烧器的一次风喷口采用耐磨及耐高温的材料。喷嘴使用寿命应不低于60000小

时。燃烧器的结构考虑检修时能够从外部进行拆装和局部检修的条件。一次风管及弯头必

须采用防止磨损的陶瓷内衬材料制造。

2.2.4.11燃烧器的二次风挡板关闭严密，每个二次风挡板配供气动执行器。有安装二次风

执行器的平台，并留有一定的空间，从而保证执行器不会因环境温度过高而不能正常运行。

2.2.4.12本工程锅炉点火及助燃采用等离子系统，设备由买方提供，具体设置方案由卖方

负责协调配合。

2.2.4.13燃烧器的二次风挡板关闭严密，每个风门由能反馈4〜20mA的气动执行机构来

实现，执行机构的输入信号为4〜20mA,能实现自动调节。

2.2.5过热器、再热器和调温装置

2.2.5.1过热器和再热器的设计应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。

2.2.5.2为防止爆管，各过热器、再热器管段应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。炉

膛上方受烟气辐射环境较恶劣的管段在材料选取时提高等级，过热器、再热器的管材均不

得采用钢研102材料。

再热器设计时应考虑当进口蒸汽温度超过设计值20C、再热器出口温度应能维持额定

值。卖方应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。

2.2.5.3卖方应提供各段过热器、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。在炉膛出口的屏式过热器、再热器要考虑温差的影响，外三圈管子的

钢材要提高一个等级。

过热器、再热器系统中所用的大口径三通和弯头应采用锻造件，其内壁应打磨光滑，

园滑过度，减小阻力。为防止三通效应，不宜在三通涡流区引入引出受热面管。

2.2.5.4卖方应提供各段过热器、再热器出口蒸汽温度运行控制值，并装有必要的壁温监

测元件。测温元件的长度应能满足安装和维修的要求。温度测量元件设计由卖方设计，买

方采购。

2.2.5.5卖方应提供过热器、再热器的温度测点布置图及相应的说明。

2.2.5.6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，应有专门的工艺措施，焊接工作应在制造厂内完成。现场无异种钢焊口的焊接。

2.2.5.7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宜采取

有效的平衡措施。

2.2.5.8过热器配置二级喷水减温装置，且宜左右能分别调节。卖方应提供各工况下各级

减温水量和总量。在任何工况下（包括高加全切和B-MCR工况），过热器喷水的总流量

按6%过热蒸汽流量（相应工况下），管道及阀门的选择应按设计值的150%考虑，卖方

提供的中间点温度有上下调整的余地。

2.2.5.9再热蒸汽采用烟气挡板进行调温，喷水减温仅用作事故减温。无论何种调温方式

再热器喷水减温器喷水总流量约为2%再热蒸汽流量（B-MCR工况下）。管道及阀门的选

择应按设计值的150%考虑。卖方应提供调温特性曲线。

过热器、再热器的调温装置应可靠耐用，调温幅度及反应速度（包括校核煤种）应达

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

少应高于相应的饱和温度15℃o卖方提供的喷水调节阀性能应调节灵活、无内外泄漏耐冲

蚀、寿命长，过热器减温水喷水调节阀达到ANSIIV级，再热器减温水喷水调节阀达到ANSI

V级。

喷水减温器的防护套筒始端应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应采取措施，防止减温器产生热疲劳裂纹。

2.2510过热器、再热器两侧出口的汽温差应分别小于5c和10ro

2.2.5.11过热器、再热器管排应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；各管排应固定牢固、防止个别管子出列过热并提

出有效措施。易损管件应便于检修和更换。

2.2.5.12处于吹灰器有效范围内的过热器、再热器的管束应设有耐高温的防磨护板，以防

吹损管子。

2.2.5.13过热器和再热器蛇形管组件，要求卖方全部进行水压试验，必须满足相关标准要

求，当环境温度低于5c应有防冻措施。凡有奥氏体管道打水压用水中C卜的含量应严格控

制，水温不低于15C。

2.2.5.14过热器和再热器的固定装置应牢固可靠，在运行中不应有晃动及变形出列的情

况。

2.2.5.15过热器、再热器管件，必须100%通过焊缝射线探伤、通球试验及水压试验合格,

管件（焊接对接接口处进行100%射线探伤）必须100%通过无损检验。管束和联箱内的

杂物、积水应彻底清除干净，然后用牢固的端盖封好。

2.2.5.16过热器和再热器在最高点处应设有排放空气的管座和阀门，并提供其管道和阀

门。

2.2.5.17凡与主蒸汽管道、再热蒸汽管道直接连接的联箱、集汽箱等，均应能承受一定的

管道热膨胀所给予的推力及力矩，卖方应提供其允许值。

2.2.5.18过热器和再热器应设有充氮及排放空气的管座和阀门。卖方推荐停炉时锅炉热

力系统良好的保养方法。

2.2.5.19对锅炉本体所有受压元件应采用超临界机组成熟材料，卖方应尽可能减少同一

管组材质种类。

2.2.5.20屏式过热器、高温过热器、末级再热器的管夹、卡板等附件采用耐高温的材料

制成，运行中不得有氧化腐蚀变形情况的发生。

2.2.5.21在吹灰器有效范围内，应设有防磨护板，以防止吹坏管子

2.2.6省煤器

2.2.6.1省煤器采用顺列布置鳍片式省煤器。

2.2.6.2省煤器平均烟速不超过10米/秒，并考虑防灰粒磨损受热面的保护措施，省煤器

管束与四周墙壁间装设防止烟气偏流的阻流板。

2.2.6.3在吹灰器有效范围内，省煤器应设有防磨护板，以防止吹坏管子。

2.2.6.4省煤器应能自疏水，进口联箱上应装有疏水、锅炉充水和酸洗的接管座，并带有

相应的阀门及推荐的锅炉化学清洗方案。

2.2.6.5省煤器入口联箱（包括该联箱）至过热器出口的工质总压降应不大于

3.6MPa（B-MCR）o

2.2.6.6锅炉后部烟道内布置的省煤器等受热面管组之间，应留有足够高度的空间，供进

人检修、清扫。省煤器受热面积有足够的裕量，以保证将锅炉排烟温度维持在合理水平。

2.2.6.7省煤器在最高点处设置排放空气的接管座和阀门。

2.2.6.8省煤器入口联箱应能承受主给水管道热膨胀所给予的推力及力矩，卖方应提供其

允许值。

2.2.6.9省煤器下部和SCR前均设置灰斗（暂定），灰斗接口应考虑吊装除灰设备及管

道的空间和荷重，其荷载暂按2吨/斗考虑，并应考虑空预器安装检修所需的空间，以及二

次热风道的布置空间。

省煤器灰斗下应为除灰设备的安装检修维护提供平台及扶梯，平台要求是连通的。省

煤器灰斗下法兰距检修平台暂定3米，平台宽度暂定2.5米，具体尺寸设计联络中再配合。

该平台除支撑除灰设备的荷载外按4kN/m2考虑。省煤器灰斗出口配带配对法兰及安装附

件。

2.2.6.10省煤器入口应有取样点，并应有其相应的接管座及一次门。

2.2.6.11省煤器管材100%通过涡流探伤，所有对接焊缝100%通过无损探伤。通球试验

及水压试验合格，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。

2.2.7空气预热器

2.2.7.1锅炉配备单台脱硝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。

2.2.7.2转子采用模数仓格结构，选用48分仓双密封结构，蓄热元件宜制成较小的组件,

以便检修和更换。满足在适用于各工况下烟气露点对壁温的要求；空气预热器的冷段蓄热

元件应采用涂搪瓷换热元件，冷段蓄热元件高度为900mm，使用寿命不低于50000h。空

预器传热元件采用侧面抽出的方式，且其配备起吊装置（吊轨及电动葫芦）能方便的检修

蓄热元件。

2.2.7.3空气预热器的冷段采用涂搪瓷换热元件，元件从预热器侧面更换，不影响热端受

热面。

2.2.7.4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，其中导向轴承采用

油浴水冷系统，支撑轴承采用油浴润滑，支承轴承采用进口产品。

2.275每台空气预热器配主电驱动装置，辅助电驱动装置，还带有手动盘车装置。辅助传

动通过超越离合器和主减速箱相连，系统简单可靠，能进行遥控或自动操作。主辅电动机

之间能自动离合切换。预热器传动减速箱备有明显的油位指示。距