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1、附件1：技术规范1 总 则1.1 工程概况江苏徐州阚山电厂位于在徐州市远郊。规划容量为3000MW，本期为2台600MW超超临界汽轮发电机组。 厂址所在地江苏徐州阚山电厂位于徐州市以东的贾汪地区汴塘乡，距徐州市区约40km。 厂区的岩土工程条件厂址位于贾汪地区汴塘乡阚山北侧，紧靠310国道，区域地貌单元为黄淮冲积平原的边缘，为山东丘陵与平原的过渡地段，地势开阔平坦，厂地内有一条北西南东的排洪沟横穿厂址。常年无积水,主要起排洪通道作用。厂址第四系覆盖厚度4.56.2m，上部为可塑硬塑粉土、粉质粘土，下部主要为含姜结石的坚硬状态的粉质粘土，下伏基岩以震旦系魏集组（Zw），张渠组（Zzh）的灰岩，白
2、云岩为主。地层结构简单，分布均匀，厚度相对稳定，无不良地质现象。本厂址应采用天然地基为主，坚硬状的粘质粘土与下伏的基岩可作为电厂主要建筑物的持力层。 地震烈度根据<<中国地震动参数区划图>>(GB183062001)及<<建筑抗震设计规范>>（GB500112001）的规定，厂址所在的徐州地区地震基本烈度为7度，50年设计基准期超越概率10%的地震加速度的设计值0.131g，地震动反应谱特征周期为0.38S。 运输江苏徐州阚山电厂位于310国道北侧，紧靠310国道。厂址紧邻310国道和京杭大运河，向南约20公里为徐连高速公路，向西约25公里为京福
3、高速公路；厂址向西13公里有韩桥煤矿铁路专用线，向西南12公里是董庄煤矿铁路专用线。在厂址南侧的京杭运河北岸有阚山码头，塔山码头等，厂址附近交通运输条件十分便利。 燃料本期工程锅炉的设计煤种和校核煤种为徐州本地煤。 水源电厂取水口设在老不牢河与京杭运河交叉处的李庄渡口附近，处在输水骨干河道上。河宽近100m，河地宽约40m。取水口处河底高程为22.00m，当保证率为97%时水位为25.28 m，水深达3.28 m。如前所述，目前河道翻水流量为70m3/s。因此，河道取水水位和流量均可满足电厂取水所需要求。 输配电布置电厂两台机组以发电机变压器组接线接入500kV系统。本期厂用起动和备用电源采用
4、220kV电源。 水文条件电厂地处屯头河与不牢河流域，属京杭大运河水系。厂址地面高程约29.632.3m，厂址处百年一遇设计洪水位约为31.96m。厂址处从北向南坡度较大，西北部山地来水由许阳大沟截流，东面有马头河为排水出路。有一西北东南向的排洪沟贯穿厂址南部，该排洪沟暂取名为高庄沟。西北部山区的洪水部分流经高庄沟，然后经过马头河汇入大运河。电厂考虑百年一遇日降雨而形成的山洪对电厂的影响。将高庄沟改道，在电厂厂址周围设计排洪沟，并疏通整理排洪沟至邻近骨干水渠的排水渠道。 气象条件 本地区气候温和，光照充足，多年平均降水量约842mm。冬寒干燥，夏热多雨，春秋干旱突出。本资料采用徐州气象台196
5、0-2000年资料统计而得，徐州气象台距电厂约28km左右，区间地形变化不大，该站实测气象资料可直接应用到电厂。由于徐州气象站周围建筑物较多，影响风速观测，近十几年资料明显偏小，而邻近徐州的东贺村风速观测资料受影响较小，因此采用徐州东贺村风速资料来进行统计。以下为各气象要素统计特征值：历年平均气压： 101220 Pa历年年最高气压： 104240 Pa（2000年1月31日）历年平均气温: 14.4 极端最高气温： 40.6 (1972年6月11日)极端最低气温： -22.6 (1969年2月6日)历年平均最高气温： 19.8 历年平均最低气温： 9.9 历年最热月平均气温： 27.1 （7
6、月）历年最冷月平均气温： 0.2 （1月）历年最热月最高气温平均： 34.0 （1994年7月）历年平均绝对湿度： 1350 Pa最大绝对湿度： 4100 Pa (1964年8月7日)最小绝对湿度： 30 Pa (1965年3月15日)历年平均相对湿度： 69 %最小相对湿度： 2 % (1961年2月19日、1965年3月15日)历年平均降水量： 842.5mm历年最大年降水量： 1213.4 mm (1963年)历年最大月降水量： 481.3 mm (1982年7月)历年最大一日降水量： 315.4 mm (1997年7月17日)历年最大一小时降水量： 83.5 mm (1997年7月17
7、日)历年最长一次降水量： 368.8 mm (1965年7月6-22日)历年平均蒸发量： 1798.9 mm历年最大蒸发量： 2279.0 mm (1978年)历年平均日照时数： 2261.9 h历年最多年日照时数： 2592.8 h （1966年）历年平均日照百分率： 51 %历年平均雷暴日数： 25.5d最多雷暴日数： 41d (1963年)历年最大积雪深度： 25 cm (1964年2月15日)最大冻土深度： 24 cm (1968年1月2日)历年平均风速： 2.6 m/s实测10分钟平均最大风速： 15.8 m/s (SSW)全年主导风向： ENE (频率12%)夏季主导风向： ENE
8、、E、ESE (频率11%)冬季主导风向： ENE (频率13%) 冷却水本工程循环水采用带自然通风冷却塔的再循环单元制供水系统，每台机组配循泵两台，冷却塔一座，循环水供水和排水管各一根，回水沟一条。补给水源为大运河河水。循环冷却水：设计温度21.35（暂定），夏季最高温度33（暂定）辅助设备冷却水采用闭式循环冷却水，最高温度38，运行压力为0.4MPa(g)，设计压力1.0MPa(g)。水质为除盐水：电导率25£0.1s/cm硬度0SiO2£20g/L1.2 主要技术规范本期工程装设二台600MW超超临界参数燃煤汽轮发电机组，锅炉为超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通
9、风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。 锅炉容量和主要参数过热器出口压力：MPa（g）26.25过热器出口温度：605再热器出口温度：603锅炉最大连续蒸发量最终与汽轮机的VWO工况相匹配。锅炉主要汽水参数如下：过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR) 1795 t/h额定蒸发量(BRL) 1707 t/h额定蒸汽压力（过热器出口） 26.25 MPa(g)额定蒸汽温度 605 再热蒸汽：蒸汽流量（B-MCR） 1462 t/h进口/出口蒸汽压力（B-MCR） 待定 MPa(g)进口/出口蒸汽温度（B-MCR） 351 / 603 给水温度（B-MCR） 292 注：a 压力单位
10、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工况下的进汽量，也是汽机在TMCR工况下的进汽量。c 锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）对应于汽机VWO工况下的进汽量。 锅炉热力特性（B-MCR工况）： 干烟气热损失LG 4.29 % 氢燃烧生成水热损失LHm 0.04 % 燃料中水份引起的热损失Lmf 0.21 % 空气中水份热损失LmA 0.09 % 未燃尽碳热损失LUC 1.0 % 辐射及对流热损失Lb 0.18 % 未计入热损失LUA 0.30 % 计算热效率(按ASME PTC4.1计算) 89.53 %计算热效率(按低位发热量) 93.
11、89 %计算热效率(按低位发热量)（BRL工况） 93.96 % 制造厂裕量Lmm 0.43 %保证热效率(按低位发热量)（BRL工况） 93.53 % 炉膛容积热负荷（BMCR） 84 kW/m3 炉膛断面热负荷（BMCR） 4.6 MW/m2 燃烧器区壁面热负荷（BMCR） 1.387 MW/m2 空气预热器进风温度(一次风/二次风) 26/23 空气预热器出口热风温度 一次风温度 325 二次风温度 333 省煤器出口空气过剩系数 1.15 炉膛出口过剩空气系数 1.15 空气预热器出口烟气修正前温度 130 空气预热器出口烟气修正后温度 125 卖方保证锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温
12、度、流量等要求应汽轮机的参数相匹配。卖方承诺在汽轮机参数变化后，锅炉参数作出相应调整，不引起锅炉性能保证值的更改和价格的变化。1.3 设计条件 煤种 名 称 及 符 号单位设计煤种校核煤种工业分析全水分 Mt%6.78.0空气干燥基水分 Mad%2.092收到基灰分 Aar%23.1426.52干燥无灰基挥发分 Vdaf%38.3539.0收到基固定碳 FCar%收到基低位发热量 Qnet,arkJ/kg2244022650哈氏可磨系数 HGI6675元素分析收到基碳 Car%58.6054收到基氢 Har%4.073.5收到基氧 Oar%6.016.46收到基氮 Nar%0.911.0收到基
13、全硫 St,ar%0.570.52灰熔融性变形温度 DT>15001270软化温度 ST>15001300流动温度 FT>15001320灰分分析二氧化硅 SiO2%54.4653三氧化二铝 Al2O3%31.3833三氧化二铁 Fe2O3%3.734氧化钙 CaO%4.052.8氧化镁 MgO%1.180.8二氧化钛 TiO2%1.041.3三氧化硫 SO3%1.960.8氧化钠 Na2O%0.37氧化钾 K2O%1.24 点火及助燃用油油种：#0轻柴油粘度（20时）：1.21.67oE凝固点：不高于0闭口闪点：不低于65机械杂质：无含硫量：不大于1.0%水份：痕迹灰份：不
14、大于0.025%比重：817 kg/m3低位发热值Qnet,ar41800 kJ/kg 锅炉给水及蒸汽品质要求.1 锅炉给水质量标准 补给水量：正常时2.5%44.7 t/h启动或事故时6%107.3 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（按CWT工况设计，即联合水处理工况设计）总硬度：0 mol/l溶解氧（化水处理后）：30300 g/l铁：10 g/l铜：5 g/l二氧化硅：10 g/lpH值：8.09.0电导率（25）：0.15 S/cm钠：5 g/l.2 蒸汽品质要求钠：5 g/kg二氧化硅：10 g/kg电导率（25）：0.15 S/cm铁：5 g/kg铜：2 g
15、/kg 厂用电系统电压中压系统应为6.3kV三相、50Hz；额定值200kW以上电动机的额定电压为6kV。低压交流电压系统（包括保安电源）为400V、三相、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。设备照明应由单独的400/230V照明变压器引出。维修插座电源额定电压为380V、70A、三相、50Hz；单相220V、20A。 锅炉运行条件锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。制粉
16、系统：采用中速磨煤机直吹式正压冷一次风制粉系统，要求每炉配6台磨煤机，其中1台备用。煤粉细度200目筛通过量为70%，煤粉均匀性系数为1.10。给水调节：机组配置2×50%B-MCR容量的调速汽动给水泵和一台启动用2530BMCR容量的电动调速给水泵。汽轮机旁路系统：一级大旁路，容量暂定为30%BMCR。 锅炉在投入商业运行后，年利用小时数不小于6500小时，年可用小时数不小于7500小时。卖方保证提供的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不大于2%，连续可调时间大于3600小时。锅炉强迫停运率计算公式如下： 机组运行模式符合以下方式负荷每年小时数100% 420075
17、% 212050% 118040% 3001.4 设计制造技术标准 锅炉的设计、制造所遵循的标准的原则为：.1 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。.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。.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）。.4 如果本技术附件中存在某些要求高于上述标准，则以本招标文件的要求为准。.5 在上述标准、规程（规定）发生矛盾的情况下，以高标准为准。.6 现场验收试验，凡未
18、另行规定的，均按照ASME 试验规范进行。锅炉效率试验按ASME PTC4.1，蒸汽的性能取自Ernst.schmidt发表而由Ulich.Grigull修订、更新的SI-单位制0800，0100MPa的水和蒸汽特性图表。 卖方还必须执行下列标准：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N
19、FPA 美国防火保护协会标准多燃烧器锅炉炉膛防爆/内爆标准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 除上述标准外，卖方设计制造的设备还将满足下列规程（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DL61
20、2-1996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/T589-1996国家标准水管锅炉受压组件强度计算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/T5095-1999如在设计时，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。 卖方将向买方提供设计制造的规范、规程
21、和标准等清单。在采用上述所列标准有矛盾时，卖方将这些矛盾提交买方，由买方决定。2. 技术要求2.1 锅炉本体性能要求 锅炉带基本负荷并参与调峰。 锅炉变压运行，采用定滑定运行或纯滑压运行的方式，压力负荷曲线（下图）应保证与汽轮机相匹配。 压力负荷曲线 锅炉能适应设计煤种和校核煤种。在额定工况（BRL）的条件下，锅炉保证热效率不小于93.53 %（按低位发热值）。 锅炉满足在全部高压加热器停运时（给水温度暂按188 oC考虑，最终以汽轮机热平衡图为准），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、再热器不允许超温。 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
22、35%B-MCR，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。 锅炉负荷变化率达到下述要求：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 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±5。过热器和再热器两侧出口的汽温偏差应分别小于5和10。当给水品质满足指定条件，锅炉蒸汽品质亦将符合本规范指定的标准。过热器蒸汽侧的压降不大于1
23、.5 MPa（按B-MCR工况计算）。再热器蒸汽侧的压降不大于0.25 MPa（按B-MCR工况计算）。省煤器水侧的压降不大于0.2 MPa（按B-MCR工况计算）。水冷壁压降不大于1.9 MPa（按B-MCR工况计算）锅炉的启动时间（从点火到机组带满负荷）与汽轮机相匹配，满足以下要求：冷态起动：56小时 温态起动：23小时 热态起动：11.5小时 极热态起动：1小时且从锅炉点火至汽机冲转满足以下要求：冷态起动：3 小时 温态起动：85 分钟 热态起动：40分钟 极热态起动：30分钟 锅炉设计保证当一台空预器停运时锅炉仍可运行。 锅炉两次大修间隔不少于5年。 燃烧器防磨件等使用寿命大于5000
24、0小时。省煤器及其防磨板的使用寿命不少于100000小时。喷水减温器的喷咀使用寿命大于80000小时。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。 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次负荷阶跃12000次 卖方将提供锅炉的冷态、温态、热态和极热态起动曲线以及不同状态下启动的寿命消耗资料，其总的寿命消耗应不大于70%。 锅
25、炉参数最终将与汽轮机相匹配，引起的变化不得加价。 锅炉的汽水系统为无铜系统。 卖方在锅炉设计时考虑有效的停炉保护措施和方法。 卖方提供受热面化学清洗计划，在设计阶段选择材料时必须考虑化学清洗产生的电腐蚀效应。 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。 锅炉配供的主蒸汽管道、再热系统管道蒸汽流速如下：主蒸汽管道4060 m/s高温再热蒸汽管道5065 m/s低温再热蒸汽管道3045 m/s 锅炉配供的主蒸汽管道、再热蒸汽系统管道、主给水管道的管径、壁厚、材质等最终将与买方配供的相关管道管径、壁厚、材质等保持一致。2.2 锅炉本体结构和设计要求 燃烧室和水冷壁.1 卖
26、方根据买方提供的煤质资料，确定锅炉的几何尺寸和其计算值（包括炉膛容积、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）。卖方提供的计算公式、数值如下，炉膛几何尺寸简图见下图。炉膛断面（炉宽×炉深）17666×17628 mm炉膛容积17000m3炉膛有效辐射受热面（EPRS）8709m2（含分隔屏和后屏过热器）上排一次风中心到屏底距离19.1m炉膛容积热负荷84kW/m3炉膛截面热负荷4.60MW/m2燃烧器区域壁面热负荷1.387MW/
27、m2炉膛有效投影辐射受热面热负荷163.9kW/m2炉膛出口烟气温度970屏式过热器底部烟气温度1310注：（1） 炉膛出口断面的定义：沿烟气行程遇到的管间净距离平均457mm的受热面第一排管子中心线构成的断面，由于本工程锅炉上炉膛的分隔屏和屏式过热器的节距均>457mm，故将沿后水冷壁折焰角向上引出的垂直平面定义为炉膛出口断面。（2） 炉膛容积的定义：从炉膛冷灰斗1/2有效高度的水平断面到炉膛出口断面之间的容积。炉膛有效投影辐射受热面（EPRS）的定义：包复炉膛容积的所有表面的投影辐射面积，包括：l 炉膛前墙、后墙及二侧墙的有效辐射受热面；l 炉膛顶棚面积；l 炉膛出口截面积；l 冷灰
28、斗1/2垂直高度处的水平截面积；l 分隔屏过热器和屏式过热器的有效辐射受热面积。（3） 燃烧器区域壁面积：取为上下层煤粉喷咀中心之间的垂直距离外加3米所包围的炉墙壁面积。（4） 计算炉膛各项热负荷时的炉膛净输入热量：它是锅炉在相应负荷的计算燃煤量（即考虑碳损失后的燃煤量）与燃料低位发热值的乘积。炉膛几何尺寸简图.2 采用的设计方案和设计资料满足：1) 点火方便、燃烧稳定、安全；2) 卖方采取有效的防止炉膛结渣措施，具体措施如下：l 选取合适的炉膛热力参数；l 降低单只燃烧器的输入热功率。l 采用墙式燃烧防止一次风贴壁，也极大程度降低了结渣倾向。l 燃烧器的合理布置；l 选择了能够防止对流受热面
29、出现任何结渣可能性的炉膛出口温度；l 合理布置吹灰器；l 上下炉膛全部采用垂直型膜式水冷壁，不易出现螺旋管圈水冷壁可能出现的挂渣，而且即使局部出现结渣，吹灰后容易掉落。3) 卖方保证燃烧室空气动力场良好，出口温度场较均匀，炉膛出口同一标高烟道两侧对称点间的烟温偏差不得超过50。炉膛出口和水平烟道炉宽烟速偏差不大于20%。沿炉宽各管间热偏差系数小于1.2。由于水冷壁按炉膛热负荷分布装设不同节流孔圈控制流量，使每根水冷壁管吸热情况基本相同，出口工质温度偏差很小。卖方防止烟气偏差的有效措施和经验如下：l 采用燃烧器装设在水冷壁四面墙上的强化单切园燃烧方式，炉膛充满度高，热流分配均匀，炉膛出口烟温均匀
30、。这种燃烧方式已成功应用于MHI 公司多台700MW及以下超临界锅炉上。l 合理布置上炉膛受热面，以减弱烟气侧的残余旋转。l 过热器采用三级六点喷水（左右各三点）以尽量减少左右偏差，再热器采用单级左右喷水（事故喷水），这种系统已在MHI公司数十台超临界锅炉上成功运行。l 水冷壁装设带有二级混合器的中间混合集箱，能显著减少垂直水冷壁沿炉膛四墙工质出口温度的偏差，已有六台MHI装有中间混合集箱的垂直水冷壁超临界和超超临界锅炉在运行中，试验实测表明水冷壁出口温度场分布均匀。l 水冷壁管入口按热负荷分布及管子几何尺寸，装设不同孔径节流孔圈以使各根水冷壁管吸热与流量匹配，所有MHI生产的11台垂直水冷壁
31、上均装有节流孔圈，运行良好，可以满足日本燃用多达100种以上进口煤的锅炉安全运行。l 顶棚、包墙系统用多次汇集总管的方法进行工质的混合和分配，以尽量减少工质侧的偏差。4) 受热面不产生高温腐蚀，过热器和再热器高温段全部采用奥氏体钢，其高温管段采用25Cr20Ni高热强钢，末级过热器和再热器布置在烟温较低区；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，都应保证炉膛出口以后的受热面不结渣、不积灰。当锅炉出力在B-MCR时，炉膛出口烟气温度应不大于灰变形温度（DT）减去100或灰的软化温度（ST）减去150，两者取较小值。对于炉膛出口断面，型炉是指折焰角垂直向上至顶棚管的假想平面；6
32、) 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；7) 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；炉膛热负荷不大于以下数值：炉膛截面热负荷4.6 MW/m2炉膛容积热负荷84 kW/m3炉膛截面积应有炉膛的宽度和深度计算而来。炉膛的宽度和深度是指相对的炉墙的管子中心线之间的距离。被切去的角应当作直角来计算。用于计算上列炉膛热负荷时，输入的净热量应包括如下内容：l 燃烧的化学热量（低位发热量）；l 减去碳的热损失；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
33、目用于计算有效投影面积（EPRS）：l 炉膛尺寸指相对的炉墙管子中心线之间的距离；l 被截断的角当作直角来计算；l 中间分隔墙的投影面积的计算，应采用炉膛的全深度；l 灰斗垂直高度中点的投影面积及周边面积；l 炉膛出口平面的有效投影面积；l 炉膛顶棚面积；l 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。燃烧器区壁面热负荷定义为净输入热量除以燃烧器区壁面面积。燃烧器区的高度定义为顶层燃烧器中心线与底层燃烧器中心线垂直距离再加上3米。燃烧器区壁面面积定义为炉膛截面的周长乘以燃烧器区的高度。炉膛容积定义为EPRS计算中定义的包覆容积。8) 炉膛布置的吹灰器能随炉体膨胀。.3 锅炉具有先
34、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5800Pa，当燃烧室突然灭火内爆，瞬时不变形承载能力不低于±8700Pa。.4炉膛上、下部水冷壁均采用带内螺纹的一次垂直上升方式，即从冷灰斗开始一直到炉膛顶部出口，水冷壁管均垂直布置，上、下部水冷壁之间设有混合集箱。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。渣斗喉部最小开口为1.5米宽。垂直管膜式水冷壁由28.6×6.4mm的4头内螺纹管加扁钢焊成，节距为44.5mm。在上、下部水冷壁之间加装中间混合集箱，对下部水冷壁出口的工质进行混合后再送往上部水冷壁，
35、以减少上部水冷壁出口沿各墙宽度方向的工质温度的偏差。在由各水冷壁下集箱引出的水冷壁入口管段上，按照水动力计算的结果，按不同的回路装有不同孔径的节流孔圈，以控制各回路水冷壁管的流量，以保证合理的质量流速和水冷壁出口温度的均匀性和管壁金属温度在允许范围内，这种装于水冷壁入口管段上的节流管圈（见下图）与早期装于大直径的水冷壁下集箱内的定位销对号的节流孔圈相比，具有如下优点：l 水冷壁入口节流孔板l 不必采用壁厚的大直径水冷壁下集箱，简化了结构，不需定期维修。l 便于节流孔圈的调试。l 便于更换和检查。.5 水冷壁采用全焊接的膜式水冷壁，保证燃烧室的严密性，鳍片宽度能适应变压运行的工况。并确保在任何工
36、况下鳍端温度低于材料的最高允许温度。.6 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现象。卖方在设计中采用的防止膜态沸腾的措施如下：l 采用内螺纹管；l 采用垂直水冷壁；l 水冷壁人口装设节流孔圈l MHI根据10余台已投运的垂直管圈水冷壁超临界和超超临界锅炉的设计和运行经验，对本工程垂直水冷壁采用足够高的质量流速，保证管内质量流速高于亚临界直流运行各阶段发生膜态沸腾的临界质量流速，也高于在超临界运行时不发生类膜态沸腾的临界质量流速，同时也高于从启动到最低直流
37、负荷运行之间锅炉按再循环模式运行时保证水动力稳定性的临界质量流速。.7 卖方对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。.8 对水冷壁管子及鳍片进行温度和应力验算，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。.9 水冷壁制造应严格保证质量，要求每根水冷壁管材及出厂对接焊缝进行100%无损探伤，锅炉安装后，不允许水冷壁泄漏。.10 对水冷壁进行传热恶化计算，传热恶化时的临界热
38、负荷与设计的最大热负荷之比大于1.25。.11 水冷壁的水量和热量分配应均匀，以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，以防止水循环中出现停滞、倒流、不稳定的水动力等等，水冷壁的设计保证在直流运行工况下水冷壁管出口相邻两根管子之间的温度偏差不高于35oC。.12 锅炉最低直流负荷为25% B-MCR。.13 删除。2.2.1.14 对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。2.2.1.15 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。2.2.1.16 垂直水冷壁燃烧器水冷套的制作尺寸要求
39、严格，制造中充分考虑相邻管子的节距是否合适，控制焊接变形，确保尺寸公差在许可范围内。.17 水冷壁在运输允许的条件下，最大程度在厂内组装。.18 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。.19 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，具体数量如下：水冷壁24个测点水冷壁中间混合集箱72个测点水冷壁出口集箱72个测点共计168个测点.20 锅炉设有膨胀中心，并在需监视膨胀的位置合理布置装设膨胀指示器，膨胀指示器的装设利于在运行工况巡视检查。卖方将提供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二次密封技术制造，比较难于安装的金属密封件在
40、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。.21 水冷壁上设置必要的观测孔、热工测量孔、人孔、吹灰孔及布置相应的平台；人孔门的布置便于检修人员进入各受热面并设有出入平台；炉顶设有炉膛内部检修用的临时升降机具及炉内检修维护平台，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。.22 水冷壁和渣斗接合处有良好的密封结构，以保证水冷壁能自由膨胀。.23 冷灰斗水平夹角为55°，燃烧室及冷灰斗的结构具有足够的强度与稳定性，冷灰斗处的水冷壁管和支持结构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。.24 水冷壁的放水点装在最低处，保证水
41、冷壁管及其集箱内的水能放空。.25 炉膛装设炉膛火焰工业电视装置。 燃烧器.1 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。燃烧方式采用强化单切圆燃烧。.2 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，燃烧器的结构当检修时能够从外部进行拆装。.3 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。燃烧器处水冷壁鳍片
42、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。2.2.2.4 燃烧器的布置、设计通过MHI已大量投运的燃煤锅炉的设计和运行经验来确定。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。没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没有结焦现象，保证锅炉安全经济运行。.5 顶层燃烧器与屏式过热器底部管子或底端的距离保证完全燃烧和防止火焰直接冲刷受热面。2.2.2.6 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，卖方保证锅炉出口NOx排放浓度不超过340mg/Nm3（O2=6%，干基）。.7 燃烧器的二次风挡板关闭严密，每个风
43、门均能实现自动调节。.8 煤粉燃烧系统在35%B-MCR到100%B-MCR使用2至5台磨煤机运行。.9 油燃烧器的总输入热量按30%B-MCR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。油枪采用回油压力式机械雾化，喷嘴保证燃油雾化良好，避免油滴落入炉底或带入尾部烟道。油喷嘴的材质具有良好的耐高温和耐腐蚀性能。点火系统亦能满足等离子点火，卖方承诺配合专业公司进行等离子点火系统设计。.10 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、截止阀门、油过滤器、进回油测量装置、连接软管等
44、附件）。所供设备能满足程控点火的要求。.11 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。卖方在燃烧器顶部设置轻型钢制屋顶。.12 油燃烧器便于拆装。.13 每个燃烧器均装置一个高质量的火焰检测装置，满足锅炉保护和燃烧器控制系统的要求。卖方负责火检及冷却风系统的设计和供货。 过热器、再热器和调温装置过热器、再热器的系统布置图见附图。.1 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。 过热器系统图 再热器系统图.2 为防止爆管，各过热器、再热器管段均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
45、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。 再热器设计时已考虑到当进口蒸汽参数偏离设计值20时，再热器出口温度应能维持额定值，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。2.2.3.3 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见数据表7.2.2，材料分段见附图。过热器、再热器管材厚度不采用负公差。在炉膛出口的屏式过热器、再热器考虑温差的影响，外三圈管子选用适宜的材料。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，园滑过度，减小阻力。为防止三通效应，不在三通
46、涡流区引入引出受热面管。.4 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维修的要求。2.2.3.5 过热器、再热器的温度测点数量与位置如下：过热器：末级过热器出口集箱长管接头（SA-213T122）外壁9个屏式过热器出口集箱长管接头（SA-213T91）外壁9个分隔屏过热器出口集箱长管接头（SA-213T91）外壁6个低温过热器出口集箱长管接头（15CrMo）外壁6个过热器共计：30个末级过热器出口集箱（SA-335P122）外壁1个末级过热器出口集箱（SA-335P122）管壁中间1个末级过热器出口集箱（SA-335P122）内壁1
47、个末集过热器出口集箱总计：3个再热器：末级再热器出口集箱长管接头（SA-213T91）外壁10个一级再热器出口集箱长管接头（12Cr1MoV）外壁6个末级再热器共计：16个一级过热器（51.0）二级过热器（54.0，60.3） 三级过热器（51.0，63.5）四级过热器（44.5，57.0）低温再热器材料分段图（63.5） 二级再热器（57.0，60.0）.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，有专门的工艺措施，焊接工作全部在制造厂内完成。.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采取有效的平衡措施。过热器各段的焓增分配合理
48、。2.2.3.8 过热器配置三级喷水减温装置，且左右能分别调节。卖方与MHI提供各工况下各级减温水量和总量。除高加全切和35%最低稳燃负荷外，其它所有工况下过热器喷水的总流量不超过7%过热蒸汽流量，管道及阀门的选择按设计值的150%考虑，卖方提供的中间点温度有上下调整的余地。2.2.3.9 再热器采用烟气挡板及摆动燃烧器调温，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事故喷水总流量不超过2%再热蒸汽流量(B-MCR工况下)。管道及阀门的选择按设计值的150%考虑。卖方将提供调温特性曲线。 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)应达到设计值并满足运行要
49、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。喷水调节阀调节灵活、无内外泄漏，达到ANSI 级且耐冲蚀、寿命长。喷水减温器的防护套筒始端与管道可靠连接并保证套筒与管道的相对膨胀。减温器的进水管采用套管结构，防止减温器产生热疲劳裂纹。.10 过热器、再热器两侧出口的汽温差分别小于5和10。.11 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、防止个别管子出列过热。易损管件便于检修和更换。在管组迎烟面、烟气转向处前三排管子及弯头加装可靠的防磨装置。.12 处于吹灰器有效范围内的过热器、再
50、热器的管束设有耐高温的防磨护板，以防吹损管子。.13 过热器和再热器单管管件及蛇形管组件，卖方将全部进行水压试验，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15。.14 过热器和再热器在运行中保证没有晃动。.15 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。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。.16 过热器和再热器在最高点处设有排放空气的管座和阀门。放空气门在炉顶进行集中布置。.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，均能承受一定的
51、管道热膨胀所给予的推力及力矩，卖方将提供其允许值。.18 过热器和再热器设有充氮及排放空气的管座和阀门。.19 对锅炉本体所有受压元件均采用超临界和超超临界机组的成熟材料，选材时已考虑防止超超临界锅炉高温过热器和再热器管的烟侧高温腐蚀和内壁蒸汽氧化。同时在选材时也将考虑钢材的抗腐蚀性和晶粒度指标，不致引起汽轮机的硬粒冲蚀（S.P.E）问题。选材时尽可能减少同一管组材质种类。.20 卖方提供炉管爆破检漏装置，卖方将向招标人推荐三家有成熟运行业绩的炉管爆破检漏装置的制造厂家。设备选型最终由买方确认。.21 三菱公司根据自己的设计经验，过热器和再热器布置足够的受热面积，保证过热器和再热器出口汽温达到
52、额定值，同时采用多种汽温调节如煤水比、烟气分配挡板、过热器三级喷水调节、摆动式燃烧器和再热器事故喷水减温等手段。过热器、再热器留有适当增加受热面的空间。.22 在B-MCR时，通过对流过热器、再热器的烟气平均流速不超过11m/s。(平均流速指进、出口流速的平均值).23 过热器、再热器的设计寿命不低于80000运行小时，壁厚至少有0.5mm的腐蚀/磨蚀余量。 省煤器省煤器的系统布置见下图。.1 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。.2 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。省煤器系统.
53、3 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。2.2.4.4 省煤器为自疏水式，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。 .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不大于3.6 MPa (B-MCR)。.6 锅炉后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。.7 省煤器在最高点处设置排放空气的接管座和阀门。.8 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，卖方将提供其允许值。省煤器管组入口预留增加SCR设备的空间。.9 省煤器下部灰斗的接口处有除灰设备的维护检修平台及扶梯。.10 省煤器入口有取样点
54、，并有其相应的接管座及一次门。.11 在B-MCR时，通过省煤器的烟气平均流速不超过8 m/s。（平均流速指进、出口流速的平均值） 空气预热器.1 锅炉配备两台三分仓式回转式空气预热器。空气预热器主轴垂直布置，烟气和空气以逆流方式换热。.2 转子采用半模式仓格结构，蓄热组件均制成较小的组件，全部可以从侧面进行装拆，检修和更换非常方便。.3 满足在各工况下烟气露点对壁温的要求，不结露，不积灰。.4 空气预热器的传热元件设计和选材考虑因采用SNCR+SCR对传热的影响及防止受热面的腐蚀和堵灰。在传热元件更换时，不影响别的传热面。.5 空气预热器采用可靠的支撑和导向轴承，结构便于更换，并配置润滑油和
55、冷却水系统。2.2.5.6 每台空气预热器除配备主电动驱动马达外，还配有备用电机和辅助气动驱动马达，该驱动马达带有电磁空气阀和自动离合器，能进行遥控或自动操作。各驱动马达之间能自动离合自动切换。2.2.5.7 空气预热器采用径向、轴向和环向密封系统。密封系统采用双密封技术。卖方将提出保证空气预热器的一次风及二次风漏泄数值、漏风率及减少漏风的措施。.8 每台空气预热器在机组额定出力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ASME PTC4.3。 漏风率按下列公式计算：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： 式中：W¢ 空气预热器入口一
56、次风重量，kg/s W² 空气预热器出口一次风重量，kg/s.9 空预器烟气侧入口有隔离挡板。.10 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、消防系统（三个仓）和清洗系统。消防水和清洗水的用量和水压、水质参数如下：水清洗入口法兰处最低要求消防设备入口法兰处水源要求最小压力（MPa.g）0.30最低压力（MPa.g）0.30每根管的流量（吨/小时）每台预热器两根管150单台预热器最小流量（吨/小时）300推荐参数70PH11.11 空气预热器配置停转报警装置和预留安装露点测量装置的位置。.12 空气预热器装设适用的吹灰器，吹灰汽源为中压并有一定的过热度。.13 空气预热器配有转子顶起装置（两炉一套）。.14 空气预热器出厂前按卖方投标书提出的方案进行部件组装检查。2.2.5.15 卖方配带空气预热器的金属外护板。2.2.5.16 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上方卖方布置和提供起吊装置，便于安装和检修。.17 空气预热器的总体设计、布置、技术保证由卖方总负责，卖方与空气预热器制造厂直接
