锅炉产品说明书.docx
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锅炉产品说明书
产品说明书
INSTRUCTIONFORPRODUCT
产品型号SG-1110/18.4-M4013
MODELOFPRODUCT
产品名称1110t/h亚临界压力自然循环锅炉
NAMEOFPRODUCT
编号4013-1-8601
SERLESNO.
编制日期
PREPAREDBYDATE
审核日期
CHECKEDBYDATE
审定日期
REVIEWEDBYDATE
批准日期
APPROVEDBYDATE
上海锅炉厂有限公司
SHANGHAIBOILERWORKS,LTD.
2010年3月
编写说明
国电滦河发电厂热电联产1x330MW机组工程为亚临界压力自然循环锅炉，锅炉的设计总结了我公司燃用烟煤的成功经验，并加以完善，以期向用户提供优质产品。
本产品说明书对锅炉性能，总体布置，各系统及主要受压部件的结构特点作了介绍。
除本说明书外还编制了安装、运行及有关设备说明书，这些说明书可作为安装单位和电厂在编制相应的技术文件时的指导性资料。
锅炉设计着重考虑：
（1）锅炉具有较高的可用率；锅炉具有较高的热效率；
（2）具有较好的控制调节性能，调节灵活可靠，汽温偏差尽可能小；
（3）具有较好的煤种适应性，在燃料正常变化范围内燃烧安全可靠；
（4）具有较好的低负荷稳燃性能和较好的启、停及调峰性能；
（5）尽量采用现有的成熟结构，增加部组件通用化程度。
为本锅炉编写的各种说明书汇总如下：
1
4013-1-8601
产品说明书
2
4013-1-8602
锅炉使用说明书
3
4013-1-8603
锅炉保护限定值
4
4013-1-8604
烟风道说明书
5
4013-1-8605
刚性梁说明书
6
4013-1-8606
炉墙与保温说明书
7
4013-1-8607
锅炉安装说明书
8
6804013-1-8661
燃烧设备说明书
9
4013-1-8608
安全阀说明书
外来资料
10
4013-1-8609
动力泄放阀说明书
外来资料
11
4013-1-8610
调节阀说明书
外来资料
12
4013-1-8611
水位表说明书
外来资料
13
4013-1-8612
电视摄像系统说明书
外来资料
14
4013-1-8613
吹灰器说明书
外来资料
15
4013-1-8614
烟温探针说明书
外来资料
16
4013-1-8615
吹灰管道系统说明书
外来资料
目录
1.锅炉设计条件及性能数据1
1.1锅炉设计参数1
1.2燃料1
1.3锅炉汽水品质3
1.4环境条件4
1.5锅炉运行条件6
水温及水质7
1.6锅炉性能数据汇总9
2.锅炉总体及系统15
2.1锅炉总体简介15
2.2汽水系统16
2.3蒸汽调温系统19
2.4燃烧设备20
2.5烟、空气系统22
2.6出渣系统23
2.7吹灰系统及烟温探针23
2.8管路系统26
2.9安全阀排汽管道29
2.10锅炉范围外管道29
2.11门孔及测点布置29
3.主要受压部件31
3.1锅筒及附件31
3.2锅筒内部装置32
3.3水位试验33
3.4水冷壁36
3.5省煤器39
3.6过热器40
3.7再热器44
3.8过热器与再热器的控制保护及维护检查45
3.9减温器47
3.10其它设备48
1.锅炉设计条件及性能数据
国电滦河发电厂热电联产1x330MW机组工程为1110t/h亚临界压力一次中间再热自然循环锅炉，具有工业和采暖抽汽功能。
亚临界参数、自然循环、单汽包、单炉膛平衡通风、四角切圆燃烧、一次中间再热、燃烧器摆动调温、紧身封闭、全钢构架（主副双钢架）∏型汽包炉、固态排渣、煤粉炉。
烟气设置脱硝处理装置（买方自己采购）。
配置5台中速磨。
1.1锅炉设计参数
名称
单位
BMCR
过热蒸汽流量
t/h
1110
过热器出口蒸汽压力
MPa（g）
18.4
过热器出口蒸汽温度
℃
543
再热蒸汽流量
t/h
946.65
再热器进口蒸汽压力
MPa（g）
4.37
再热器出口蒸汽压力
MPa（g）
4.17
再热器进口蒸汽温度
℃
339
再热器出口蒸汽温度
℃
543
省煤器进口给水温度
℃
280
注：
表中压力值为表压
1.2燃料
1.2.1煤种
设计煤种和校核煤种的煤质及灰成分分析资料见下表：
项目
符号
单位
设计煤种
（山西：
平庄为2：
8）
校核煤种1
（承德地方：
平庄为3：
7）
校核煤种2
（山西煤）
工
业
分
析
全水分
Mt.ar
%
21.96
21.55
3.8
空气干燥基水分
Mad
%
14.708
12.463
3.78
干燥无灰基挥发分
Vdaf
%
41.69
42.63
25.57
收到基灰分
Aar
%
19.81
27.9
18.17
元
素
分
析
收到基碳
Car
%
43.21
35.958
65.33
收到基氢
Har
%
2.876
2.456
3.74
收到基氧
Oar
%
10.438
10.455
7.07
收到基氮
Nar
%
0.428
0.412
0.66
收到基硫
Sar
%
1.278
1.269
1.23
灰
成
分
分
析
二氧化硅
SiO2
%
49.058
46.36
52.53
三氧化二铝
Al2O3
%
17.99
20.416
19.71
三氧化二铁
Fe2O3
%
13.384
11.894
10.20
氧化钙
CaO
%
4.908
5.059
3.62
氧化镁
MgO
%
1.728
1.868
1.36
二氧化钛
TiO2
%
0.944
1.09
0.96
三氧化硫
SO3
%
2.628
3.1
2.18
氧化钾
K2O
%
2.126
1.812
1.99
氧化锰
MnO
%
0.1408
0.13
0.064
氧化钠
Na2O
%
0.39
0.319
0.35
五氧化二磷
P2O5
%
0.0996
0.1626
0.234
收到基低位发热量
Qnet.ar.p
kJ/kg
16556
13881
25300
哈氏可磨性系数
HGI
42
50
51
冲刷磨损指数
Ke
4.29
4.5
2.98
游离二氧化硅
SiO2
%
灰
熔
性
变形温度
DT
℃
1140
1140
1230
软化温度
ST
℃
1160
1160
1300
流动温度
FT
℃
1270
1270
1340
1.2.2点火及助燃用燃料
锅炉点火采用0号轻柴油。
油质见下表：
油种
0号轻柴油
恩氏粘度
1.2～1.670E
运动粘度
3.0～8.0m3/s
水份
无痕迹
硫份
<0.2%
机械杂质
无
凝固点
≤0℃
闭口闪点
≥65℃
低位发热值
41800kJ/kg
1.3锅炉汽水品质
为确保锅炉蒸汽品质，必需严格控制锅炉给水、炉水品质，尤其是给水品质，锅炉给水，炉水和蒸汽质量按GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》要求。
水汽质量标准
介质名称
分析项目
指标
热网补充水
溶氧
<100g/L
总硬度
<600mol/L
悬浮物
<5mg/L
锅炉补给水
电导率（25℃）
≤0.4S/cm
SiO2
≤20g/L
蒸汽
氢电导率（25℃）
≤0.15S/cm
SiO2
≤20g/kg
钠
≤5g/kg
铁
≤10g/kg
铜
≤3g/kg
给水
（挥发性处理，碱性工况）
联氨
≤30g/L（挥发性处理）
SiO2
≤20g/L
溶解氧
≤7g/L
铁
≤15g/L
铜
≤3g/L
氢电导率（25℃）
≤0.15S/cm
pH（25℃）
8.8~9.3（有铜给水系统）
9.2~9.6（无铜给水系统）
炉水
氯离子
≤0.5mg/L
SiO2
≤0.20mg/L
pH（25℃）
9.0~9.7
电导率（25℃）
＜20S/cm
磷酸根
≤1mg/L
1.4环境条件
地震
根据《中国地震动参数区划图》（GB18306～2001），地震动峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为6度，设计地震分组为第二组。
工程地质
厂址位于滦河一级阶地，主要含水层为冲洪积卵石层，本次勘测期间的地下水位埋深在3.60～6.60m之间，相应标高355.10～354.40m。
勘测20m深度内主要为粘性土、砂类土、碎石类土，场地覆盖层厚度大于5m，按照《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001），根据场区地基土的工程性质，估算土层的等效剪切波速值Vse在350～450m/s之间，场地土为中硬土，建筑场地类别为Ⅱ类。
气象条件
全年平均气温8.9℃
极端最高气温41.5℃
极端最低气温-24.2℃
多年各月平均气压972.4mb
多年年最大降水量835.9mm
多年年最小降水量356.7mm
历史最大冻土深度1260mm
多年各月平均风速1.2m/s
10分钟最大风速21.3m/s风向西北西
主导风向夏季为南风冬季为西北风
1.5锅炉运行条件
锅炉带基本负荷并可调峰。
锅炉采用复合滑压运行方式及定压运行方式。
锅炉能适应设计煤种和校核煤种。
燃用设计煤种，锅炉负荷为90％BMCR～100％BMCR时，锅炉保证热效率应大于92.3％（按低位发热量计算）。
锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷为30%B-MCR。
锅炉负荷连续变化率如下。
负荷在70～100%BMCR时，每分钟不少于5%BMCR；
负荷在50～70%BMCR时，每分钟不少于3%BMCR；
负荷在50%BMCR以下时，每分钟不少于2%BMCR；
阶跃负荷：
在不小于50%B-MCR时不低于10%BMCR/min；
在小于50%B-MCR时不低于5%BMCR/min；
燃用技术协议书中的设计煤种，过热器和再热器温度控制范围：
当其蒸汽温度允许偏差值＋5℃～-10℃。
a当锅炉定压运行时，过热蒸汽、再热蒸汽在50～100％BMCR范围内应能维持其额定温度；
b当锅炉滑压运行时，在40～100%BMCR锅炉负荷内过热蒸汽和再热蒸汽温度达到额定值；
c上述工况的过热蒸汽温度允许偏差±5℃，再热蒸汽温度允许偏差在+5℃和-10℃之内，各受热面金属壁温不超温
锅炉燃烧室的承压能力：
锅炉燃烧室的设计压力按不小于±5.8kPa，炉膛最大瞬时承受压力按不低于9.8kPa设计。
在炉膛出口左右两侧烟温偏差不大于50℃。
过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5℃和10℃。
1.5.1水压试验要求
水温及水质
水压试验水温：
水压试验应在环境温度高于5℃时进行，低于5℃时须有防冻措施。
水压试验的水温应保持高于周围露点的温度以防锅炉表面结露，任何时候水压试验时，水温应大于20℃，但也不宜温度过高以防止引起汽化和过大的温差应力，并控制锅筒壁温不大于50℃。
水压试验用水推荐温度为：
20～70℃。
锅炉水压试验应采用除盐水或冷凝水，或经10ppm氨和200ppm联氨处理过的水，CL-<0.2mg/L，其PH值为9～10，固体粒子含量不超过1ppm。
推荐的水压试验压力：
一次汽系统试验压力为锅炉设计压力20.9MPa的1.25倍，即26.1MPa。
二次汽系统试验压力为再热器设计压力4.9MPa的1.5倍，即7.35MPa。
用户可根据相关标准、规范、法规自行确定水压试验压力。
注意事项：
（1）锅炉充水前应确保所有锅筒和集箱中的外来物质消除干净。
（2）在进行高于正常运行压力的水压试验之前，所有安全阀均应按照有关制造厂的说明书装上堵头及压紧装置。
（3）如果通过省煤器对锅炉充水，则省煤器再循环管路阀门应处于全开状态，这样易于充水，且能尽量减少夹入的空气。
1.5.2锅炉酸洗要求
要求过热器系统尤其是立式受热面不参加酸洗，以免垃圾沉积，并对管子产生腐蚀。
锅筒内件一次分离器和二次分离波形板在酸洗前应拆除。
应设置测量金属壁温的温度装置，以控制酸洗温度。
其控制温度为66℃～82℃之间。
水压试验水容积估算值（M3）
省煤器
锅筒
水冷壁系统
过热器系统
再热器系统
总水容积
130
53.5
206
350
180
919.5
酸洗容积（M3）
省煤器
锅筒
水冷系统
炉顶，后烟井+低过
总酸洗容积
130
53.5
206
135
524.5
1.5.3锅炉启动要求
汽机冲转参数可按实际运行作适当调整，建议的锅炉各态启动曲线见图1.5.3.a、1.5.3.b、1.5.3.c、1.5.3.d。
1.6锅炉性能数据汇总
详见计算书4013-1-8701《热力计算汇总》
图1.5.3a.
图1.5.3.b
图1.5.3.c
图1.5.3.d
2.锅炉总体及系统
2.1锅炉总体简介
锅炉总体布置见图2.1，本锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风、摆动燃烧器四角切圆燃烧、固态排渣、全钢构架、炉顶设大罩壳。
制粉系统采用正压直吹式制粉系统，配置五台中速磨煤机，固态排渣。
锅炉总体布置炉膛宽15390mm，深13640mm，炉顶标高60400mm，锅筒中心线标高64900mm，炉顶大板梁底标高70650mm。
锅炉运转层标高12600mm，运转层为混凝土大平台。
锅炉炉顶采用大罩壳热密封结构。
炉膛由Φ60×7膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度55o，炉底密封采用水封结构，炉膛上部布置了分隔屏、后屏及屏式再热器，前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器，炉底下集箱标高为6800mm。
水平烟道深度为6528mm，由前后烟井延伸侧墙部分组成，内部布置有末级再热器和末级过热器。
后烟井深度10260mm，后烟井内设有低温过热器和省煤器。
二台回转式空气预热器直接布置在后烟井下方。
本锅炉采用正压直吹式制粉系统，配置五台中速磨煤机，燃烧器四角布置，切圆燃烧方式。
最上排燃烧器喷口中心线标高27800mm，分隔屏屏底距最上排燃烧器喷口19000mm，最下排燃烧器喷口中心标高21290mm，冷灰斗转角距最下排燃烧器喷口4958mm，每角燃烧器风箱中设有三层进退式简单机械雾化油枪。
锅炉钢架为全钢架，高强度螺栓连接，整台锅炉共设置18层平台，其中6层刚性平台，为便于操作，个别地方还设置了局部平台。
除渣斗装置（用户自理）及预热器外，锅炉所有重量都悬吊在炉顶钢架上。
过热器的汽温调节主要采用喷水调节，再热器的汽温调节主要采用燃烧器摆动及过量空气系数调节，在再热器进口管道上装有事故喷水装置。
本锅炉设有容量为5%MCR的启动旁路系统。
锅炉设有膨胀中心，锅炉深度和宽度方向上的膨胀零点设置在炉膛深度和宽度中心线上，通过与水冷壁管相连的刚性梁上的承剪件与钢架的导向装置相配合形成膨胀零点；垂直方向上的膨胀零点设在炉顶大罩壳顶部。
所有受压件吊杆的位移量均相对于膨胀零点而言，对水平位移量大的吊杆均考虑了预偏置量，以改善锅炉运行时的吊杆应力状态。
安装时请按有关图纸施工。
炉膛及后烟井四周设有绕带式刚性梁，以承受正、负两个方向的压力，炉膛部分布置了20层刚性梁，后烟井布置16层刚性梁。
其中3层布置在炉膛冷灰斗拐角之下。
其中5层在大风箱内衍化成风箱桁架。
炉膛部分布置有64只墙式吹灰器，炉膛上部及水平烟道区域内布置22只长行程伸缩式吹灰器，在尾部竖井烟道中设置16只长行程伸缩式吹灰器（低过）和8只半行程伸缩式吹灰器（省煤器），每台预热器烟气进出口端布置一只伸缩式吹灰器，运行时所有吹灰器均在DCS中实现过程控制。
在炉膛出口左右侧标高为46300mm处装有烟温探针，锅炉启动时控制炉膛出口烟温不超过538℃（1000°F）。
锅炉本体部分共配有11只弹簧安全阀，分别布置在锅筒上4只安全阀，过热器出口2只安全阀，为减少安全阀起跳次数，在过热器出口还装有1只动力泄放阀。
再热器进口管道2只安全阀及再热器出口管道布置3只安全阀。
此外，锅炉还配有炉膛火焰电视摄像装置、锅筒水位计及水位电视摄像装置、等离子点火装置（用户自理）、炉管泄漏自动报警装置（用户自理）及炉膛出口烟温探针等安全保护装置。
锅炉水冷壁及包覆采用管子焊扁钢的膜式结构，炉顶采用引进技术全金属二次密封结构，并采用罩壳热密封结构，以提高锅炉整体密封性和美观性。
详见相关图纸及4013-1-8606炉墙与保温说明书。
燃烧器为四组直流式喷燃器，采用上下浓淡一次风喷嘴和同心反切燃烧技术，布置在炉膛下部四只切角上。
每组燃烧器由5只煤粉喷嘴，8只二次风喷嘴，2层分离燃尽风（SOFA）喷嘴组成，其中在3层二次风喷嘴中设置了轻油枪并相应配备一只高能点火器。
本工程采用等离子点火系统（用户自理）。
锅炉为固态排渣，排渣方式为风冷式出渣，排渣机由用户自理。
本锅炉受压件工地焊口数量约14500只。
2.2汽水系统
2.2.1给水和水冷循环系统（图2.2.1a；2.2.1b）
从给水泵来的给水以单路由锅炉左侧引入省煤器进口集箱，给水经省煤器管组加热后，流经省煤器管组、中间连接集箱和悬吊管，然后汇合在省煤器出口集箱，再由3根Φ219×22的锅筒给水管道从省煤器出口集箱引入锅筒。
为了改善锅炉启动过程中省煤器工作条件，在锅筒和省煤器进口集箱之间设置了一路省煤器再循环管，管路上有1只电动截止阀，锅炉启动时打开阀门，当锅炉建立了一定的给水量时，即可切断此阀。
再循环管容量按4%BMCR设计。
锅炉的汽水循环系统包括锅筒（Φ内径1743×135），四根大直径下降管（Φ533.4×50），炉膛水冷壁管引入管，水冷壁管和水冷壁管引出管。
来自省煤器的未沸腾水在沿着锅筒长度布置的给水分配管中分4路分别注入4根大直径下降管座，给水直接在下降管中与炉水混合，以避免给水与锅筒壁接触，改善了该此管接头的应力条件，减少了锅筒内外壁和上下壁的温差，利于锅炉的启动和停炉。
在4根下降管的下端分别设有一分配器，与92根水冷壁引入管相连接，引入管把欠焓水送入水冷壁的四周下集箱。
水冷壁由734根直径Φ60的管子组成，按受热情况和几何形状划分成32个循环回路。
在炉膛四角处的水冷壁管子设计成切角，以满足四角切园燃烧工况，同时为改善四角水冷壁回路的受热工况，提高该部份循环回路的稳定性，并利用切角管子设计成燃烧器的水冷套保证燃烧器喷口免于烧坏。
工质随着膜式水冷壁向上流动而不断被加热，逐渐形成汽水混合物。
汽水混合物经104根汽水引出管引入锅筒，在锅筒内藉轴流式旋风分离器和立式波形板使汽水得到良好的分离，分离后的水份再次进入下降管，干蒸汽则被18根连接管引入炉顶过热器进口集箱。
水冷壁四周下集箱设有邻炉加热装置，锅炉在点火前，邻炉加热蒸汽分4路进入32只水冷壁下集箱，以加快锅炉启动速度。
为确保循环系统的安全可靠，设计中充分考虑了运行时可能出现的不正常工况，在选择各循环系统的参数和结构尺寸时，以安全可靠为原则。
前墙和二侧墙水冷壁的中部,后墙水冷壁的几乎全部采用了内螺纹管,大大提高了防止产生膜态沸腾的安全裕度，内螺纹管配置图见2.2.1c。
循环倍率合理，循环流速较高，水循环稳定可靠（见表1）。
表1，水循环系统特性汇总（BMCR，D=1180t/h）
锅筒压力
水冷壁蒸发量
循环水流量
循环倍率
锅筒欠焓
省煤器出口焓
锅筒凝汽率
MPa.g
t/h
t/h
KJ/kg
KJ/kg
19
1412
5044
3.57
71
1344
0.047
由于在亚临界压力下蒸发管在炉室高热负荷区域存在产生膜态沸腾的可能性，因此在设计循环系统时如何避免产生膜态沸腾是必须考虑的问题。
本锅炉水冷壁由于循环系统的合理设计，即使本锅炉全部采用光管水冷壁，在最高热负荷区域的实际重量含汽率离临界含汽率仍有一定的安全裕度，在本设计中采用了足够高度的内螺纹管，把最高热负荷区的临界含汽率又大为提高，因此锅炉在各种负荷下，水冷壁均不会产生膜态沸腾现象。
2.2.2过热蒸汽系统（图2.2.2）
过热器系统由五级受热面组成：
烟井包覆过热器（含炉顶过热器）、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器。
从锅筒顶部引出的饱和蒸汽进入炉顶进口集箱，经炉顶管至炉顶出口集箱，为减少蒸汽阻力损失，约35%BMCR的蒸汽经旁通管直接进入水平包覆过热器下集箱，经水平包覆过热器后再进入烟井包覆上集箱。
从炉顶出口集箱引出的蒸汽经过后烟井包覆，后烟井延伸侧墙，再汇总至低温过热器进口集箱，流经低温过热器至低温过热器出口集箱，然后经位于集箱中部的三通把蒸汽引往Ⅰ级减温器，通过Ⅰ级减温器蒸汽再次分成二路至分隔屏进口集箱，连接管道并在炉膛上部形式四片分隔屏经三通分二路引入分隔屏流经分隔屏和后屏，出分隔屏后蒸汽由两根连接管道从左、右两端引向后屏进口集箱，经后屏管来的加热后蒸汽进入后屏出口集箱。
后屏出口后蒸汽流经布置在锅炉Ⅱ级喷水减温器并在锅炉中心由三通再次汇合成一路，使蒸汽得到充分混合后进入末级过热器加热到所需蒸汽温度，通过末级过热器到末过出口集箱，再由末过出口集箱引出至主蒸汽管道，进入汽机高压缸。
各级过热器之间均采用大直径管道及三通连接，使介质充分混合，并简化布置，。
包覆过热器布置成几个回路，其目的是为了降低系统的阻力。
蒸汽冷却定位管由分隔屏进口集箱引出，通过分隔屏、后屏引入后屏出口集箱，将分隔屏定位夹持，防止屏偏斜。
2.2.3再热蒸汽系统（图2.2.3）
再热器系统由三级受热面组成：
墙式再热器、屏式再热器和末级再热器。
自汽机高压缸排出的蒸汽经过墙式再热器进口管道上事故喷水减温器，然后引入墙式辐射再热器进口集箱，经过墙式辐射再热器，再由炉顶上部的出口集箱引出，通过4根连接管引至屏式再热器进口集箱，依次经过屏式再热器和末级再热器，然后由末级再热器出口集箱上方引出至再热器蒸汽管道，进入汽机中压缸。
在墙式再热器进口管道上设置了事故喷水减温器，以防过高温度的汽机高压缸排汽进入墙式再热器。
各级再热器间都采用大直径管道及三通连接，以便增加充分混合的条件。
2.3蒸汽调温系统
本锅炉蒸汽调温分两大系统，一是过热蒸汽调温系统，另一是再热蒸汽调温系统。
过热蒸汽调温系统采用喷水减温型式，再热蒸汽调温系统以燃烧器摆动调温为主，喷水调温为辅。
2.3.1过热蒸汽调温系统（图2.3.1）
过热蒸汽调温系统共设置二级喷水减温器：
Ⅰ级减温器、Ⅱ级减温器。
Ⅰ级减温器布置在低温过热器出口管道上，一
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