1、买方合同编号：CDT-XJNY-E-2008007 卖方合同编号：2300MW工程锅炉设备买卖合同附件（技术协议）买方：大唐公司设计方：电力设计院卖方：东方锅炉（集团）股份有限公司签字：大唐能源开发有限公司： 代表： 电力设计院： 代表： 东方锅炉（集团）股份有限公司：代表： 地点：乌鲁木齐时间：2010年10月20日2300MW工程锅炉及其辅助设备技术协议 附件1 技术规范 联系方式：大唐热电项目筹建处通讯地址：县建设路2号 联系人： 邮编： 电话：传真： Email：电力设计院通讯地址：乌鲁木齐市三道湾路100号 联系人： 邮编： 电话：传真：Email：东方锅炉（集团）股份有限公司通讯地
2、址：成都高新西区西芯大道18号联系人： 邮编： 电话：传真： Email：目 录附件1 技术规范-1附件2 供货范围-70附件3 技术资料和交付进度-84附件5 设备监理、检验和性能验收试验-89附件7 技术服务和设计联络-102 2300MW工程锅炉及辅助设备技术协议 附件1 技术规范 附件1 技术规范1总则1.1本技术协议仅适用于2300MW工程21060t/h亚临界自然循环煤粉锅炉（配2300MW亚临界间接空冷单抽汽轮机组）及其附属和辅助设备，它提出供货设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。1.2买方在本技术协议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
3、细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，但卖方应保证提供符合本技术协议书和相关最新工业标准的、功能齐全的、全新优质产品及优质服务。1.3卖方所提供的产品，必须是技术和工艺成熟先进，且已设计、制造过多台同类产品，具有十分优良的制造、运行业绩，并经多年连续运行证明是成熟可靠的优质产品。1.4卖方应对其供货范围内的所有产品质量负有全责，包括其分包和外购的产品。1.5卖方供货的产品如果由于设计、制造质量问题而导致机组无法正常投产、供货设备无法长期连续、安全、经济、稳定、可靠地运行，无法满足所有技术性能要求，则卖方必须为此负全部责任。1.6如卖方没有以书面形式对本技术协议的内容和条文提出异议（
4、或差异），则买方可认为卖方已完全接受和同意本协议的要求。如有异议（或差异），不论是多么微小，都应在投标文件中以“对规范书的意见和同规范书的差异”书面提出（必须填写在投标文件的差异表中）。1.7卖方须执行本协议所列的各项现行（国内、国际）标准。本协议中未提及的内容均应满足或优于本协议所列的国家标准、电力行业标准和有关国际标准。有矛盾时，按较高标准执行。在此期间若颁布有要求更高、更新的技术标准及规定、规范，则应以最新技术标准、规定、规范执行。1.8在签定合同之后，买方和设计方有权提出因规范标准和规定或工程条件发生变化而产生的一些补充要求，具体可由三方共同协商解决。1.9合同签订之后的一个月内，按技
5、术协议的要求，卖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买方。1.10所有的投标文件、技术澄清书均为有效文件。当投标文件、技术澄清书与中标后所签订的技术协议书之间有偏差或矛盾时，按有利于买方的相应内容执行。1.11凡卖方外购或分包的供货产品，其订货制造商必须征得买方书面认可和同意，未经买方书面确认时，买方有权不予接受。 1.12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。具体标识原则由设计院提出，卖方按此原则进行KKS编码的编制，由买方最终确认。1.13联络方式：设计联络会、传真。2 工程概况2
6、1 工程简介2.1.12300MW工程建设2300MW燃煤亚临界间接空冷单抽汽轮发电机组及相应的生产辅助、附属设施。2.1.2电厂厂址地处县县城西南约9.5km，河西岸台地上。地处东经8648.5，北纬4409。厂址位于县城主导风向(西南风)的侧风向。厂址以北约3.5km、2km及0.5km分别有312国道、乌奎高速及北疆铁路东西向通过。火车站位于厂址以东约6.5km处。厂址南高北低，平坦开阔，地面高程约620m。厂址占地为荒漠草场（部分为墓地），植被稀疏。厂址周围无居民区，也无其他企业及单位。2.1.3电厂主厂房零米海拔高度611.50m（国家85高程）。主厂房、集控室、烟囱、碎煤机室、栈
7、桥、间冷塔等主要建（构）筑物地震作用计算按7度考虑、抗震构造措施按8度考虑。2.2 设计条件 2.2.1 气象特征值年平均气温： 7.0；年平均最高气温： 13.7，年平均最低气温 ： 1.1。年极端最高气温： 42(1977年12月7日)；年极端最低气温： -36.8(1988年12月20日)。年平均气压： 957.81hpa；年最高气压: 991.5hpa；年最低气压: 940.1hpa。年平均水气压 7.5hpa；年最大水气压 32.7hpa；年平均相对湿度： 64 %；年平均蒸发量： 1704.4mm；年最大蒸发量： 2122.4mm；年最小蒸发量： 1497.1mm；年最大冻土厚度：
8、 146cm；年最大积雪厚度： 42cm；年平均雷暴日数 11.8日；年最多雷暴日数 22日；年平均降水量： 192.4mm；年最小降水量: 113.3mm；全年主导风向 SW，相应风向频率13%；夏季主导风向 SW，相应风向频率15%；冬季主导风向 SW，相应风向频率12%；50年一遇10米高处10分钟平均最大风速 31米/秒百年一遇10米高处10分钟平均最大风速 33米/秒2.2.2厂区工程地质厂址位于准噶尔盆地边缘，发震断裂离厂址区域较远，总体上属于相对稳定区域。近场区影响厂址稳定的活动断裂主要有：F3准噶尔盆地南缘隐伏断裂及F5霍尔果斯玛纳斯吐谷鲁断裂，厂址距活动断裂距离都大于10km
9、根据火力发电厂岩土工程勘测技术规程，断裂对厂址稳定性不构成影响。近场区影响厂址稳定的活动断裂都在规范规定的安全范围内，厂址区无全新世活动断层通过，厂址稳定，适宜建厂。2）根据中国地震动参数区划图(GB18306-2001)，该区域地震动反应谱特征周期为0.40s，对应为中硬场地土，地震动峰值加速度值0.15g，对应地震基本烈度为度。场地的设计地震动参数最终结果采用本工程厂址地震安全性评价报告中的结论。3）按照本次勘测成果，厂区无全新世活动断层通过，依据建筑抗震设计规范（GB50011-2001）表4.1.1中的有关规定划分场地对建筑抗震地段的类型，厂址建筑场地属抗震有利地段。4）根据勘测结果
10、厂址区地貌单一，地形平坦、开阔，地层结构简单，为单一卵石层。其岩性在水平方向和坚直方向上都较稳定、均一。地层呈中密-密实状态，属压缩性低，力学强度较高的土层。厂址区无不良地质现象,卵石层可作为良好的天然地基。5）根据本次勘探结果及当地建筑经验，厂区地基土的物理力学指标为：卵石层：fak=500kPa，=22kN/m3, k=45，Es65 MPa。6）根据本次勘测的结果，灰场岩土物理力学指标如下：粉土： fak150kpa 15KN/cm3 k18 Es12 MPa Ck15kPa 卵石层： fak=500kPa =22kN/m3 k=45 Es65MPa7）根据本期勘测结果厂区地下水埋深均
11、大于30m，可不考虑地下水对基础的影响。厂区地层为厚度较大的卵石层，渗透系数为5.410-2cm/s，为强透水土层，电厂投产运行后，地表管道渗水不会对基础产生影响。 8）厂区及灰厂区都不具备发生崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地面沉降和地裂缝等地质灾害，不存在砂土液化和震陷等地震灾害。9）灰场粉土渗透系数k为4.310-5cm/s；卵石渗透系数k为5.410-2cm/s。灰场采用干除灰，应有喷洒水措施，防止灰尘漂浮。10）厂区及灰场场地土03m为硫酸盐渍土，该盐渍土对混凝土结构具中等腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有弱-中等腐蚀性。设计时应根据盐渍土类型和侵蚀等级，采取相应的防护措施。场地土类别类
12、中硬土。11）经调查厂址区及灰场附近没有发现文物古迹和矿产资源存在。 12）厂址区最大冻土深度为146cm。根据本次勘测场地土易溶盐化学分析的结果：厂址地层中不同深度内分布着不同含量的盐类，场地土在深度0.0-3.0m范围内，易溶盐含量绝大多数大于0.3%,土样为硫酸盐渍土，综合分析后，建议本场地按中等硫酸盐渍土考虑。根据岩土工程勘察规范（GB 500212001）12.2.1、12.2.3、12.2.4条判定盐渍土对混凝土结构具有中等腐蚀性，对混凝土中的钢筋具有中等腐蚀性，综合判定场地土具有中等腐蚀性。设计时应采取相应的防护措施。3 设备使用条件3.1锅炉运行方式带基本负荷并具有调峰（包括
13、两班制）运行能力。3.2制粉系统型式中速磨煤机、冷一次风机、正压直吹式制粉系统。每台锅炉配置5台中速磨煤机（每台中速磨煤机引出四根送粉管道，对应锅炉一层燃烧器一次风喷口），其中4台运行，1台备用。3.3给水系统每台机组配置1100%BMCR的汽动给水泵+30%电动定速给水泵。3.4汽轮机旁路系统设置简化功能的高低压两级串联电动旁路。其系统容量暂定为40%BMCR。3.5疏水旁路系统锅炉提供5%BMCR疏水启动旁路系统；再热器允许干烧的最高负荷为5%BECR，当炉膛出口烟温低于550时，干烧时间应无限制。3.6除灰渣方式除渣系统采用风冷钢带排渣机+高位渣仓系统的机械除渣方案：炉底渣经过渡渣斗及液
14、压关断破碎装置落在风冷式钢带排渣机的输送钢带上，通过自然冷风冷却成可以直接储存和运输的冷渣，进入碎渣机破碎后经斗式提升机输送至渣仓，然后装车外运。除灰系统采用气力除灰。3.7空气预热器进风加热方式采用暖风器加热方式。3.8机组运行小时数锅炉在投产后的第一年内年利用小时数大于6500小时，年运行小时数大于7500小时。机组可用率不低于90%。3.9强迫停机率锅炉运行一年后，强迫停机率小于2%，且能连续运行大于一年的时间。强迫停机率=强迫停运小时数/（运行小时数+强迫停运小时数）100%。3.10锅炉运转层标高及下联箱标高1）锅炉运转层标高为12.6米；2）锅炉下联箱标高为6.7米。3.11 冷却
15、水系统本工程辅机冷却水采用闭式循环冷却水系统和开式冷却水系统相结合的方式。闭式循环冷却水水质为除盐水，设计水温为38，最高水温为41，水压最高为0.8MPa.g。卖方必须充分重视此问题，对供货范围内的所有换热器、设备轴承冷却等必须充分考虑其冷却水温、水压的影响，设计温度和设计压力及换热面积的选择必须精心计算，确保安全可靠性。3.12压缩空气系统本工程建有仪表用的压缩空气系统，压缩空气已经过除油、除水净化处理，压力露点温度不高于-40，压缩空气系统出口气源压力为0.8Mpa，最高温度为50。4主要技术规范 卖方应根据买方需要定购锅炉的容量（1060t/h）、型式（中间再热自然循环汽包煤粉锅炉）、
16、参数（亚临界）等要求，提供下列各条款中有关的规范数据。 卖方应充分重视本工程燃用煤质的特性，应合理确定锅炉各设计指标，在确定炉膛几何尺寸和各项热负荷指标、炉膛出口烟温等方面应精心核算并留好安全、可靠、科学合理并符合工程实际的裕量。卖方应将防止锅炉结焦作为工作重点，买方要求：在锅炉寿命期内的任何工况下均不得发生结焦现象，同时保证不发生爆管情况（在正常使用情况下）。卖方根据上述总的要求逐项填写以下规范。4.1汽轮机额定参数（1） 汽轮机铭牌出力 300MW（2） 汽轮机额定参数（暂定） 主蒸汽压力： 16.7MPa.a 温度： 538 再热蒸汽压力（高压缸排汽）：3.35MPa.a 再热蒸汽温：
17、538 额定排汽压力： 11/28kPa 给水温度： 269.2 额定转速： 3000r/min 冷却水温（设计水温）：38 维持额定功率时的最高冷却水温： 414.2锅炉型号、型式型号：DG1060/17.5-13型式：亚临界、自然循环、单汽包、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、紧身封闭、全钢构架（主副双钢架）、固态排渣、煤粉炉，空气预热器采用三分仓回转式（容克式）预热器。锅炉容量及主要技术参数（暂定值）名 称单 位BMCRBECR过热蒸汽流量t/h1060925.5过热蒸汽压力MPa.g17.517.3过热蒸汽温度540540再热蒸汽流量t/h866.5787.81（冷段）再热蒸汽进口压力M
18、Pa.g3.693.25（冷段）再热蒸汽进口温度325312（热段）再热蒸汽出口压力MPa.g3.493.05（热段）再热蒸汽出口温度540540省煤器进口水温275269注：因汽轮机生产厂商尚未提供最终的热平衡工况，与锅炉配套的汽机相关热力参数无法最终确定，上表中的数据为暂定数据，待汽轮机热力参数最终确定后，确定以上数据。卖方必须承诺：上述暂定数据（同等参数级）在设计配合阶段时如发生变化，不因此而增加任何费用，所供设备必须要满足最终参数的要求，设备的全部技术性能也必须要满足最终参数的要求。4.3 锅炉应在保证汽机进口蒸汽参数为额定值的条件下，生产足够的蒸汽量，与汽轮机阀门全开（VWO）时的流
19、量相匹配，并能长期连续安全运行。这个蒸汽流量称为锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）。1）汽轮机阀门全开工况（VWO）指在额定进汽参数下，背压11kPa.a，0%的补给水率时发电机输出功率工况，此工况进汽量为汽轮机的最大进汽量。锅炉额定蒸发量（BECR）应与汽轮机在机组热耗率验收工况（THA）时的进汽量相匹配。2）机组热耗率验收工况（THA）指在额定进汽参数下，背压11kPa.a，0%的补给水率时发电机输出功率为300MW时的工况。3）高加切除工况机组高加切除工况指在额定进汽参数下，机组高压加热器全部解列，背压11kPa(a)，0%的补给水率时发电机输出功率为300MW时的工况。4）主蒸汽和再热蒸
20、汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配。锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）应相当于汽轮机调节阀门全开（VWO）工况时的蒸汽流量。锅炉额定蒸发量（BECR）与汽轮机在机组热耗率验收工况（THA）时的进汽量相匹配。4.4 锅炉热力特性卖方根据本工程燃用煤质的特性，填写下列技术数据。注：下列数据为燃用设计煤种。 4.4.1锅炉BMCR工况及BECR工况（设计联络会提供） 名称单位BMCRBECR干烟气热损失%燃料中水份及含氢引起的热损失%空气中水份热损失%化学不完全燃烧损失%机械不完全燃烧损失%辐射及对流散热热损失%不可测量热损失%总热损失%计算热效率(ASME PTC 4.1)%制造厂裕度%
21、保证热效率%93.55炉膛容积热负荷kW/m3炉膛截面热负荷KW/m2有效的投影辐射受热面热负荷KW/m2燃烧器区域面积热负荷 MW/m2空气预热器出口热风温度（一次风/二次风）312/327312/326炉膛出口过剩空气系数1.21.2省煤器出口空气过剩系数1.21.2空气预热器出口过剩空气系数一年内/一年后1.26/1.281.26/1.28投运后第一个大修期内1.281.28炉膛出口烟气温度省煤器出口烟气温度空预器出口烟气温度（修正前）空预器出口烟气温度（修正后）在保证不发生空预器冷端低温腐蚀及堵灰的情况下（主要为冬季）空预器一次风进风温度2020空预器二次风进风温度2020炉膛截面尺寸
22、宽x深）mm14706.6x13743.44.5设计条件和环境条件 4.5.1煤质资料电厂燃煤煤质分析见下表：名称符号单位设计煤质校核煤质1校核煤质2收到基碳份Car%56.3060.2966.21收到基氢份Har%2.793.563.77收到基氧份Oar%6.939.199.41收到基氮份Nar%0.790.800.90收到基硫份St,ar%0.600.500.23干燥无灰基挥发份Vdaf%30.5736.3836.52收到基灰份Aar%18.4917.6610.48收到基水份Mar%14.18.09.0空气干燥基水份Mad%2.604.644.15收到基低位发热量Qnet,arMJ/kg
23、21.1023.2125.45可磨性系数HGI605453灰变形温度DT115011801130灰软化温度ST117012001140灰流动温度FT119012201150二氧化硅SiO2%57.5951.3329.81三氧化二铝Al2O3%19.4821.114.22三氧化二铁Fe2O3%8.356.4720.44氧化钙CaO%4.737.9218.56氧化镁MgO%1.992.462.69氧化钠Na2O%0.990.941.14氧化钾K2O%2.955.898.15二氧化钛TiO2%0.630.990.76三氧化硫SO3%1.992.353.73其它%1.300.40.32说明：本期工程设
24、计煤种为宽沟煤矿煤样，校核煤种为各煤矿的混样。结合当地煤质普遍特点分析，本工程煤质为高挥发份、低灰份、低水份的烟煤，具有易燃尽、易着火、高结渣性等特性。4.5.2点火及助燃用油：本工程点火启动及助燃燃油品种采用0号轻柴油，采用汽车运输的方式至电厂。其油质特性（参照GB252-2000）如下：序号号项 目指 标试验方法1色度，号，不大于3.5GB/T 65402氧化安定性，总不溶物，mg/100mL，不大于2.5SH/T 01753硫含量，%（m/m），不大于0.2GB/T 3804酸度，mgKOH/100mL，不大于7GB/T 258510%蒸余物残碳1），%（m/m），不大于0.3GB/T
25、2686灰分，%（m/m），不大于0.01GB/T 5087铜片腐蚀（50,3h），级，不大于1GB/T 50968水分，%（V/V），不大于痕 迹GB/T 2609机械杂质无GB/T 51110运动粘度（20），m/S3.08.0GB/T 26511凝点，不高于0GB/T 51012冷滤点，不高于4SH/T 024813闪点（闭口），不低于55GB/T 26114十六烷值，不小于45GB/T 38615馏程：GB/T 653650%馏出温度， 不高于30090%馏出温度，不高于35595%馏出温度，不高于36516密度（20），kg/m3实 测GB/T 1884GB/T 188517比重，t
26、/m30.830.87经验值18低位发热量，MJ/kg42经验值4.5.3锅炉水、汽品质1）锅炉正常连续排污率 1%2）补给水量：正常时（按BMCR的5%计） 53 t/h 启动或事故时（按BMCR的8%计） 84.8 t/h3）补给水制备方式：一级除盐+混床系统4）锅炉给水质量及蒸汽质量标准符合火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB/T12145-1999）。5）给水质量：总硬度 0mol/l溶解氧 7 g/l铁 20 g/l铜 5 g/l二氧化硅 （保证蒸汽二氧化硅符合标准）油 0.3 mg/l联胺 1050g/lPH值 9.09.5（有铜系统） 导电率（25） 0.3s/cm 6）蒸汽
27、质量要求：钠 10 g/kg铁 20 g/kg铜 5 g/kg二氧化硅 20 g/kg导电率（25） 0.3s/cm7）炉水： pH值910.0 硬度0mol/L 总含盐量20mg/L 二氧化硅（SiO2)0.25mg/kg 氯离子Cl- 1mg/L 磷酸根0.53 mg/L导电率（25） 50s/cm4.5.4服务设施4.5.4.1冷却水水源与水质机组辅机冷却水系统采用闭式水系统和开式冷却水系统结合的方式，闭式水系统的最高温度为41，闭式循环冷却水采用除盐水。4.5.4.2仪表用压缩空气供气压力为0.8MPa，最高温度为50。4.5.4.3电源：中压：中压系统为6kV三相50Hz；额定值20
28、0kW及以上电动机的额定电压为6kV。低压：低压交流电压系统为400V、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230V。直流控制电压为220V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围10%。应急直流油泵电机额定电压为220V直流，与直流蓄电池系统相连，电压变化范围10%。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400V、70A、三相、50赫；单相230V、20A。交流电源供电。4.6 设计、制造标准 锅炉的设计、制造必须满足我国现行的锅炉（电站锅炉）监察及检验规程的要求。4.6.1锅炉的设计、制造所遵循的
29、标准及原则1）凡按引进技术设计制造的设备，应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。2）在按引进技术标准设计制造的同时，还应满足最新版的电力行业（包括原水电部、原能源部）相应规范，当两者有矛盾时，及时书面通知买方。3） 在按引进技术标准设计制造的同时，还应满足有关劳动安全、工业卫生、消防、环保及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。4）如果本技术协议中存在某些要求高于上述标准，则以本技术协议的要求为准。5）在不与上述规定标准规范(规定)相矛盾的条件下，可采用国家标准和行业标准。6）卖方提供设计制造的规范、规程和标准等清单。4.6.
30、2在与上述规定不相矛盾的情况下，卖方可参考下列标准：1）AISC 美国钢结构学会标准2）AISI 美国钢铁学会标准3）ASME 美国机械工程师学会标准4）ASME PTC 美国机械工程师学会动力试验规程5）ASTM 美国材料试验标准6）AWS 美国焊接学会7）EPA 美国环境保护署8）HEI 热交换学会标准9）NSPS New Source Performance Standards10）美国新电厂性能(环保)标准11）IEC 国际电工委员会标准12）IEEE 国际电气电子工程师学会标准13）ISO 国际标准化组织标准14）NERC 北美电气可靠性协会15）NFPA 美国防火保护协会标准16）
31、PFI 美国管子制造商协会标准17）SSPC 美国钢结构油漆委员会标准18）GB 中国国家标准19）SD （原）水利电力部标准20）DL 电力行业标准21）JB 机械部(行业)标准22）GB/T 13912-92 金属覆盖层，钢铁制品热镀锌层技术要求4.6.3除上述标准外，卖方设计制造的设备还应满足下列规程(但不低于)的有关规定(合同及其附件中另有规定的除外)：1）电力部火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996版)2）电力部电力建设施工及验收技术规范(锅炉机组篇)3）电力部火电工程启动调试工作规定4）电力部电力工业锅炉压力容器监察规程5）劳动部蒸汽锅炉安全技术监察规程(与电力部电力工
32、业锅炉压力容器监察规程有矛盾者，以电力部规程为准)6）火力发电厂设计技术规程(DL 50002000)7）锅炉的蒸发量及其参数符合GB753蒸汽锅炉参数系列及原水电部SD264-88火力发电厂汽轮机、锅炉、汽轮发电机参数系列标准的规定。8）锅炉的设计、制造执行GB92222008水管锅炉受压元件强度计算的规定。9）锅炉炉架的设计应满足我国钢结构设计规范的规定。10）锅炉燃烧室的设计满足DL435-91火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程及NFPA8502多燃烧器锅炉炉膛防外爆/内爆标准的规定。11）空气预热器的制造和试车遵守JB2638回转式空气预热器制造技术条件，对于引进技术生产制造的空气预热器，还
33、必须遵守引进技术对应的现行标准，二者有矛盾时，必须在确保产品质量及运行可靠性、产品寿命的前提下以较高标准执行。12）锅炉的热工控制和保护设计符合电力行业标准DL/T5891996火力发电厂燃煤电站锅炉的热工检测控制技术导则13）锅炉配套辅机和部件符合相应的国标或经上级批准的企业标准14）在锅炉设计、制造上应优先采用已获准采用的国际先进标准。15）卖方采用的设计制造标准为合同生效时的有效的最新版本16）锅炉设备及其辅助设备，阀门的噪音在距离设备外壳1m处不大于85db(A)。17）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（2000-9-28）。4.7 技术要求4.7.1 锅炉性能1）锅
34、炉带基本负荷，也可调峰或两班制长期连续运行。2）锅炉采用定滑定的方式运行，卖方提供极热态、热态、温态、冷态启动特性曲线（注明启动时间）、滑参数停炉曲线及各种过程压力负荷曲线。3）锅炉应能适应本技术协议中所列的全部煤种，包括设计煤种和校核煤种。在热力计算中，要确保锅炉主要技术参数和各受热面的温度在正常范围内，且减温水量适中，合理确定各设计参数的裕量；燃用设计煤种且负荷为额定负荷时，锅炉保证热效率应大于93.55%（R90=18）。4）锅炉性能设计应考虑海拔修正。5）在全部高加停运、给水温度降低的条件下，锅炉的蒸汽参数应能保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量能够满足汽轮机在此条件下达到铭牌出力。6
35、锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷小于锅炉BMCR负荷的35%；锅炉在此负荷下能够长期连续、安全可靠运行。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。7）锅炉负荷连续变化率如下：a定压运行 不低于5%BMCR/minb滑压运行50%负荷以上时， 不低于5%B-MCR/min50%负荷以下时， 不低于3%B-MCR/minc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；卖方在施工图设计阶段应提供变压运行曲线，并承诺与汽机运行特性相匹配。8）燃用本协议中的任何煤种，过热器和再热器温度控制范围：
36、a当锅炉定压运行时，应保证在70%BMCR锅炉负荷内过热蒸汽和再热蒸汽温度都能达到额定值；b当锅炉滑压运行时，应保证在50100%BMCR锅炉负荷内过热蒸汽和再热蒸汽温度达到额定值，且还必须能够满足汽轮机滑压运行曲线的参数要求；c当再热器入口蒸汽温度偏离设计值20或蒸汽压力偏离设计值+25%时，再热蒸汽出口汽温应能达到额定值；d上述工况的过热蒸汽允许偏差5，再热蒸汽允许偏差在+5和-10之内，各受热面金属壁温不超温。e再热蒸汽汽温在3050%BMCR时不小于520。9）锅炉燃烧室的承压能力 锅炉结构的设计应考虑安装后能方便地进行风压试验；炉膛结构部件（包括刚性梁、炉顶密封装置、水冷壁与冷渣斗的
37、连接部分）进行强度计算时，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9.98kPa设计；当燃烧室突然灭火或送风机全部跳闸，吸风机出现瞬间最大抽力时，炉墙、烟风道及支撑件不得产生永久变形。10）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，否则卖方将免费采取必要措施加以解决。卖方应根据本工程燃用煤质（包括设计煤种和校核煤种）的特性，精心研究，确定合适的炉膛出口烟温，确保在寿命期内的任何工况下不结焦、不粘污，达到长期连续、安全可靠运行的要求。卖方应充分考虑本工程所燃用的所有煤种的特性
38、对燃用任一煤种都不得发生结焦现象，炉膛出口烟温的确定必须考虑燃用任一煤种均能长期安全可靠（绝不仅仅是设计煤种）。11）过热器和再热器两侧出口的汽温偏差应分别小于5和10。12）锅炉供货范围内的设备及管道的保温结构设计应满足：在锅炉正常运行条件下，环境温度小于27时，表面设计温度不超过45，散热量一般不超过290W/m2；当环境温度超过27时，保温结构外表面温度可比环境温度不大于25（保温表面处）。散热量（按金属壁温计算）不超过下表规定值：金属壁温度400450500550600散热量W/m2227244262279296锅炉本体的散热量不大于290W/m2。环境温度为距保温结构外表面1m处测
39、得的空气温度。13）过热器蒸汽侧的压降不应大于1.373MPa （从汽包出口到过热器出口联箱的出口）。 14）再热器蒸汽侧的压降不大于0.2MPa。（从再热器入口事故喷水集箱至再热器出口再热蒸汽电站接口管道）且不大于再热蒸汽系统总压降的50%。 15）省煤器水侧的压降不大于0.392MPa（包括静压差）（省煤器入口至汽包进口）。16）锅炉两次大修间隔周期应不小于6年，小修间隔不小于1年。17）燃烧器的检修周期应不小于6年，省煤器防磨设施的检修周期也应能达到50000小时。18）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寿命应达到100000小时。为避免低温烟气腐蚀及堵灰，卖方应根据本工
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