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锅炉技术规范书

锅炉买技术规范书

目　录

附件1.技术规范

1．总则

1.1总的要求

1.1.1本技术规范书适用于燃煤发电机组的汽轮发电机组及辅助设备,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。

供方应按项目分别列出全部技术数据。

1.1.2在本技术规范书中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，但供方应保证提供符合本规范和工业标准的功能齐全的优质产品，满足国家有关安全、环保等强制性标准的要求。

1.1.3供方须执行国家相关标准、电力行业标准和有关国际标准。

本技术规范书中未提及的内容均应满足或优于国家相关标准、电力行业标准和有关国际标准。

有矛盾时，按较严格标准执行。

所使用的单位为国家法定计量单位制。

1.1.4本工程采用KKS标识系统。

供方提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识均应有KKS编码。

系统的编制原则由需方提出，具体标识由供方编制提出，在第一次设计联络会上讨论确定。

1.1.5供方对成套设备负有全部技术及质量责任，包括分包和采购的设备和零部件。

供方对于分包设备和主要外购零部件应推荐2至3家产品，最终厂家必须经需方确认。

1.1.6合同签订后3个月内，按本技术规范书要求，供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需方，需方确认。

1.1.7在合同签订后，需方有权因规范、标准发生变化而提出一些补充要求，在设备投料生产之前，该投料明确为本工程并已经业主确认的除外，供方在设计上予以修改，但价格不作调整。

1.1.8如果本技术规范书中的描述存在矛盾或不一致之处，由需方决定最终采用哪种描述，价格不作调整。

1.1.9如果本合同中的技术部分和商务部分在供货范围的描述存在矛盾或不一致之处，需方决定最终采用哪种描述，价格不作调整。

1.2工程概况

电厂建设规模为2×1000MW，单机容量为1000MW超超临界机组，一次建成。

第一台机组计划于2009年年底投产，第二台机组计划于2010上半年投产。

1.2.1厂区的岩土工程条件

1.2.1.1地形地貌

近场区主体位于长江南岸，长江由北西向南东从近场区北部流过，该区属典型的长江三角洲冲积平原地貌分布区。

地势低平，总体表现为南高北低，西高东低的特征，湖荡河网交织，形成了流水地貌，主要由沙坝、河漫滩、阶地、湿地及开阔的水网面组成。

堆积物由灰黄色粉砂、粉质粘土、粉土等冲积相地层组成。

在基岩残丘向平原过渡区，常形成岗地地貌，由上更新统冲—坡积物或坡—洪积物组成，宽数十米至数公里不等。

厂区自然地面标高均为3.1-3.5m左右（黄海高程，下同），厂址所处河段长江百年一遇最高潮位为4.92m，已建有长江大堤保护，大堤顶标高为7.3m，考虑厂区自我土方平衡，厂区设计地面标高为3.37m-3.50m。

1.2.1.2地层

近场区地层发育较全，基岩岩性以古生代～中生代地层为主，但多为第四系所覆盖，岩性为灰白色石英砂岩、粉砂岩等。

区内第四纪沉积为松散的碎屑沉积建造组成，其成份复杂，成因类型多，以冲积、冲海积、冲湖积为主，①下更新统海门组（Qlh）：

下段为灰绿、褐黄、棕黄夹蓝灰色粘土、粉质粘土夹粉砂，含铁锰质结核、钙质团块；中段以灰、灰黄色粉砂、细砂、含砾中、细砂为主，夹粉质粘土：

上段的上部由灰绿、灰黄色粘土、粉质粘土组成，下部灰、灰黄色粉质粘土，局部夹粉砂、细砂。

层厚60～98m，为河湖相沉积；②中更新统启东组（Q2q）：

下段总体以灰、灰白色中、细砂、粗砂为主，夹粉质粘土；上段为灰、灰黄色粘土、粉质粘土、粉土夹粉细砂，含铁锰质结核。

层厚50～103m。

③上更新统（Q3）（昆山组、滆湖组）昆山组为灰、灰白、灰黄色粉、细砂、中粗砂，含砾中粗砂等，总体反映河流、河口～海相沉积。

滆湖组下段为灰、青灰色粉质粘土、粉土夹粉砂等；中段为灰～深灰色淤泥质粉质粘土、粉质粘土、粉土、粉砂等，含贝壳，具“千层饼状”构造；上段为暗绿、褐黄色粘土、粉质粘土及粉土：

滆湖组自下而上的沉积环境大体上是由河湖、滨海浅滩相～滨、浅海相—河湖相变化过程。

④全新统如东组（Q4r）下段：

盐铁塘东北方为灰色淤泥质粉质粘土、粉质粘土、粉土夹泥炭：

西南方岩性下部为灰色、深灰色淤泥质粘土、粉质粘土，上部为褐黄、灰黄夹青灰色粘土、粉质粘土。

中段：

砂坝东北为灰、深灰色淤泥质粉质粘土、粉土、粉砂等，含贝壳，具“千层饼状”构造：

南西部分地区沉积了灰～深灰、灰黑色淤泥质粉质粘土、淤泥质粉土、淤泥夹粉砂、泥炭等。

上段：

盐铁塘西南为灰黄、棕黄色粉质粘土、粘土，含铁锰质氧化斑点，见螺壳、贝壳；东北地区形成了冲积平原，沉积了灰黄、青灰色粉土。

全新世时期，近场区的沉积环境自下而上为：

盐铁塘以东呈滨海、滨海近岸相～河流相演变；以西为河湖、湖沼相～湖沼相～河湖相演变。

1.2.1.3场地砂土液化判别及软土震陷判别

根据《建筑抗震设计规范》（GB50011－2001），工程场地土为中软土，建筑场地类别为Ⅲ类。

1.2.1.4地下水

厂址区地浅层地下水以第四系孔隙潜水类型为主，受长江水位变化、大气降水及季节的影响，一般稳定地下水埋深为0.5～1.9m。

地下水对混凝土一般无腐蚀性、对钢结构有弱腐蚀，地下水位以下土对混凝土无腐蚀性、对钢结构有弱腐蚀。

1.2.2地震烈度

工程场地地震动峰值加速度为0.09g。

1.2.3运输

本工程厂址的交通运输条件良好，公路、内河及港口的交通均较便利。

1.2.3.1公路

本电厂一期工程已运行10年，周围道路交通网基本完善；厂区南侧为新建兴港路，公路交通极为方便。

部分设备和材料可经公路运至电厂。

1.2.3.2水路

厂址位于长江南岸，一期工程已建有3.5万吨级卸煤码头一个泊位，本工程煤码头沿一期煤码头下游方向扩建，新建引桥。

电厂一期施工码头根据不同的使用要求，分为主码头和副码头，设计考虑重件时停靠一只1000t驳船，砂石料装卸时能停靠二只500t甲板船和一条港监船。

1.2.4循环冷却水系统

电厂冷却水直接取自长江，采用直流供水方式。

本期扩建2×1000MW工程冷却水量约63m3/s。

冷却水经冷凝器后直接排入长江。

1.2.5水温

根据与厂址邻近的长江徐六泾水文站1986~1993年观测的水温资料统计，最高水温32.9℃，最低水温2.1℃，夏季累积频率10%的水温为30.5℃。

根据徐六泾水文站1997~2001年水温观测资料，徐六泾站长江实测水温最高为31.8℃，最低值为2.7℃，年平均值为18.1℃。

夏季（6月16~9月15日）3个月累计频率P=10%水温为30.0℃，各月平均水温见表4。

表4徐六泾站月平均水温表（1997~2001年，单位：

℃）

月份

1月

2月

3月

4月

5月

6月

平均水温

6.7

6.8

10.3

15.3

21.6

24.8

月份

7月

8月

9月

10月

11月

12月

全年

平均水温

28.1

29.0

26.1

21.9

16.0

10.1

18.1

1.2.6气象条件

本市气象站距电厂厂址约24km，区间地势平坦，属同一气候区。

本市各气象要素特征值如下：

1.2.6.1气压（Pa）

历年平均气压101650

1.2.6.2气温（℃）

历年平均气温15.6

历年极端最高气温39.1

历年极端最低气温-11.3（1977.01.31）

历年平均最高气温19.9

历年平均最低气温12.0

历年最热月平均气温28.0

历年最冷月平均气温3.1

1.2.6.3相对湿度（%）

历年平均相对湿度79

历年最小相对湿度10

1.2.6.4绝对湿度（Pa）

历年最大绝对湿度4240

历年最小绝对湿度90

1.2.6.5降水量（mm）

历年平均降水量1083.8

历年最大日降水量298.0

历年最大1h降水量68.5

1.2.6.6蒸发量（mm）

历年年平均蒸发量1382.6

1.2.6.7雷暴（d）

历年年平均雷暴日数32.1

历年年最多雷暴日数55

1.2.6.8积雪（cm）

历年最大积雪深度16

1.2.6.9冻土（cm）

历年最大冻土深度18

1.2.6.10风速（m/s）

历年平均风速3.2

1.3主要技术规范

本工程装设二台1000MW燃煤汽轮发电机组。

锅炉为超超临界参数、变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式，塔式锅炉。

1.3.1锅炉容量和主要参数

锅炉的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。

锅炉主蒸汽、高温再热蒸汽出口温度按605℃/603℃，对应汽机的入口参数为600/600℃；锅炉出口主蒸汽压力为27.56MPa（a）；对应汽机VWO工况的锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）3098t/h。

最终，锅炉的参数应和汽机参数匹配，并不生成价格变化。

过热蒸汽：

最大连续蒸发量（B-MCR）

3098t/h

额定蒸发量（BRL）

2950.7t/h

额定蒸汽压力（过热器出口）

27.56MPa（a）

额定蒸汽压力（汽机入口）

26.25MPa（a）

额定蒸汽温度（过热器出口）

605℃

再热蒸汽：

蒸汽流量（B-MCR/BRL）

2585/2470t/h

进口/出口蒸汽压力（B-MCR）

6.18/5.98MPa（a）

进口/出口蒸汽压力（BRL）

5.90/5.71MPa（a）

进口/出口蒸汽温度（B-MCR）

376/603℃

进口/出口蒸汽温度（BRL）

369/603℃

给水温度（B-MCR）

298℃

给水温度（BRL）

295℃

注：

1压力单位中“g”表示表压。

“a”表示绝对压（以后均同）。

2锅炉额定蒸发量（BRL）即是汽机在TRL工况下的进汽量。

3锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）对应于汽机VWO工况下的进汽量。

1.3.2锅炉热力特性（B-MCR工况和BRL工况）由供方填写

项目

BMCR工况

BRL工况

干烟气热损失LG

4.56%

4.51%

氢燃烧生成水热损失LHm

0.16%

燃料中水份引起的热损失Lmf

0.04%

空气中水份热损失LmA

0.12%

0.11%

未燃尽碳热损失LUC

0.70%

辐射及对流热损失L

0.18%

0.21%

未计入热损失LuA＝0.3%

0.30%

计算热效率（按ASMEPTC4.1计算）

89.69%

89.71%

计算热效率（按低位发热量）

93.92%

93.95%

制造厂裕量Lmm

0.35%

保证热效率（按低位发热量）

≮93.60%

炉膛容积热负荷

73.56kW/m3

71.18kW/m3

炉膛断面热负荷

5.162MW/m2

4.995MW/m2

燃烧器区壁面热负荷

1.148MW/m2

1.111MW/m2

空气预热器进口一次风温度

27℃

空气预热器进口二次风温度

24℃

空气预热器出口热风温度

一次风温度

326℃

324℃

二次风温度

339℃

337℃

省煤器出口空气过剩系数α

1.2

炉膛出口过剩空气系数α

1.2

空气预热器出口烟气修正前温度

131℃

130℃

空气预热器出口烟气修正后温度

126℃

124℃

NOx排放浓度（脱硝装置前,O2=6%,标态）

350mg/Nm3

NOx排放浓度（空气预热器出口,O2=6%,标态）

350mg/Nm3

1.4设计条件

1.4.1煤种

设计、校核煤质资料及灰成分分析表

名称及符号

单位

设计煤种

校核煤种1

校核煤种2

工

业

分

析

收到基全水分Mar

9.81

16.6

9.6

收到基灰分Aar

22.01

7.81

29.01

干燥无灰基挥发分Vdaf

32.43

35.51

34.79

收到基低位发热量Qnet,ar

kJ/kg

21374

22940

19410

元

素

分

析

收到基碳Car

56.23

60.34

50.39

收到基氢Har

3.35

3.69

3.24

收到基氧Oar

7.04

10.53

5.96

收到基氮Nar

0.78

0.83

1.02

收到基全硫St,ar

0.78

0.20

0.78

灰

熔

融

性

变形温度DT

℃

1170

1160

>1500

软化温度ST

℃

1260

1200

>1500

流动温度FT

℃

1350

1220

>1500

可磨系数

HGI

冲刷磨损指数

2.22

3.11

灰

分

析

二氧化硅SiO2

49.44

50.33

48.51

氧化钙CaO

8.85

13.79

4.09

氧化镁MgO

1.53

1.56

2.75

三氧化二铁Fe2O3

7.87

7.86

5.83

三氧化二铝Al2O3

27.06

18.66

31.37

氧化钾K2O

1.14

1.01

1.28

氧化钠Na2O

0.34

0.62

0.50

氧化钛TiO2

1.17

1.59

1.64

三氧化硫SO3

2.6

4.05

3.14

1.4.2点火及助燃用油

油种：

#0轻柴油

粘度（20℃时）：

1.2~1.67oE

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0.2%

水份：

痕迹

灰份：

不大于0.01%

比重：

817kg/m3

低位发热值Qnet,ar41800kJ/kg

1.4.3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，供方填写：

正常时31t/h

启动或事故时248t/h

补给水制备方式：

活性碳过滤+离子交换除盐系统

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：

～0μmol/l

溶解氧（化水处理后）：

30～150μg/l

铁：

≤5μg/l

铜：

≤2μg/l

二氧化硅：

≤10μg/l

pH值：

8～9

电导率（25℃）：

＜0.15μS/cm

钠：

≤5μg/l

1.4.3.2蒸汽品质要求

钠：

＜5μg/kg

二氧化硅：

＜10μg/kg

电导率（25℃）：

＜0.15μS/cm

铁：

＜5μg/kg

铜：

＜2μg/kg

1.4.4厂用电系统

（1）高压厂用电电源

6kV电压（暂定）三相、50Hz；额定值200kW以上电动机的额定电压为10KV或6kV。

（2）低压厂用电电源

锅炉房低压交流工作电源系统（包括危急保安电源系统）采用中性点高阻接地系统、三相三线制；锅炉房的照明和检修电源系统采用中性点直接接地系统。

炉膛外设备照明由需方独立的照明变压器供电，检修电源由需方独立的检修变压器供电。

检修、照明电源额定电压为380V／220V、50Hz、三相四线。

锅炉房电动机额定功率200kW及以下的额定电压为380V。

如需单相交流220V电源，由供方自行配套隔离变压器解决。

（3）直流

直流控制电压为110V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围94V～121V。

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192V~248V。

就地控制设备交流控制电压为单相2２0V，MCC柜控制电压为交流110V，PC柜和6KV开关柜控制电压为直流110V。

仪表、PLC等需要的不停电电源UPS为单相AC220V。

（4）炉膛内保安交流电源为１２Ｖ，由供方配套单相式２２0V/１２V隔离变压器，并设置开关箱，分别在隔离变压器的２２0V和１２V侧设空气开关隔离，隔离变压器容量应满足炉膛检修时的照明等容量。

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：

采用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，要求每炉配6台磨煤机，5台运行，1台备用，煤粉细度为R90＝18～20％，均匀性指数n=1.0～1.1。

锅炉在各种启动工况下在循环泵投入运行前，所需最小给水流量为30%BMCR流量、在循环泵投入运行后分离器疏水由循环泵打回省煤器。

给水压力根据汽轮机对应的冲转压力加上一定的压降，为8~12MPa。

汽轮机旁路系统：

汽轮机高压旁路采用100％容量的旁路系统，低压旁路暂定为65％容量的旁路系统。

除渣方式：

采用捞渣机直接进渣仓方案。

空气预热器进风：

二次风系统采用热风再循环。

1.4.6锅炉在投入商业运行后，年利用小时数不应小于6500小时，年可用小时数不应小于7800小时。

锅炉投产第一年因产品质量和供方原因引起的强迫停运率及连续可调时间的保证值为：

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

负荷每年小时数

100%4200

75%2120

50%1180

40%300

1.5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，须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，还必须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，还必须满足中国安全、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如果本技术规范书中存在某些要求高于上述标准，则以本技术规范书的要求为准。

1.5.1.5在上述标准、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，均应按照ASME试验规范进行。

锅炉效率试验按ASMEPTC4.1，蒸汽的性能应取自Ernst.schmidt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的SI-单位制0～800℃，0～100MPa的水和蒸汽特性图表。

1.5.2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

NFPA85（2004）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

1.5.3除上述标准外，供方设计制造的设备（包括供货范围内的系统设计等）还应满足并不低于下列规程（但不限于）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》

原电力部《火电工程起动调试工作规定》

原电力部《火电施工质量检验及评定标准》

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

原国家电力公司《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

《电力工业锅炉压力容器监察规程》

《电厂工业锅炉压力容器检验规程》DL647-2004

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《水管锅炉受压元件强度计算》GB9222-88

国家标准《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《火力发电厂主厂房荷载设计规程》DL/T5095-2007

电力行业标准《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》DL-/T831-2002

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

电力行业标准《火力发电厂金属技术监督规程》DL/T438-2000

电力行业标准《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072-2007

电力行业标准《火力发电厂烟风煤粉管道设计规程》DL/T5121-2000

原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

中华人民共和国《工程建设标准强制性条文》电力工程部分

如在合同执行时，国家、行业颁布了新标准、规范，则相应执行最新版本的有关标准、规范；如有重大变更，供方和需方友好协商解决。

1.5.4供方应提供设计制造的规范、规程和标准等清单。

在采用上述所列标准有矛盾时，供方应将这些矛盾之处提交需方，由需方决定。

1.5.5本工程采用统一的KKS编码标识系统。

编码范围包括供方所供系统、设备、主要部件和构筑物等。

供方在设计、制造、运输、安装、试运及项目管理等各个环节使用KKS编码。

2.技术要求

锅炉方案设计完成后，将组织专家以及需、供双方对锅炉的热力计算、水动力计算、燃烧计算、管子金属壁温及强度计算、烟风阻力计算等以及锅炉总图、过热器、再热器的结构图、门孔布置、测点布置、扶梯平台布置、CFD报告、物模试验报告等进行评审。

评审前供方按上述评审要求做好准备工作，包括事先将有关资料提供给需方，评审后供方负责根据评审意见作出相应设计修改，引起的变化不另行加价。

2.1锅炉本体性能要求

2.1.1锅炉带基本负荷并参与调峰。

调峰

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