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1、浙江大唐乌沙山电厂二期扩建工程21000MW超超临界火电机组锅炉技术规范书第三卷 技术附件 招 标 人： 浙江大唐乌沙山发电厂招标代理机构： 编 制 单 位：浙江大唐乌沙山发电厂 浙江省电力设计院 2012年04月目 录附件1 技术规范11总则12 技术要求143 性能保证和验收试验494 质量保证515 包装、标志、运输及保管526 检验与验收537 技术数据表548 设计分工78附件2 供货范围851 一般要求852 供货范围85附件3 技术资料和交付进度961 一般要求962 资料提交的基本要求973 图纸资料清单97附件1 技术规范1总则1.1 概述1.1.1 本招标文件适用于浙江大唐
2、乌沙山发电厂二期扩建工程21000MW超超临界燃煤机组的锅炉及其辅助设备的功能设计、结构、性能、制造、安装和试验等方面的技术要求。1.1.2 招标文件所涉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，投标方应保证提供符合本招标文件和工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务。1.1.3 如投标方没有对本招标文件提出书面偏差，招标方则可认为投标方完全接受和同意本招标文件的要求。无论有无偏差都必须清楚地表示在投标文件所附的差异表中。1.1.4 投标方对锅炉成套设备（含辅助设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。包括分包（或采购）
3、的设备和零部件。投标方对于分包设备和主要外购零部件至少推荐3家产品，最终招标方确定分包厂家。招标方有权参加分包、外购设备的招标和技术谈判，但技术上由投标方负责归口协调。对于投标方配套的控制装置，仪表设备，投标方应考虑和提供与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。1.1.5 本工程全面采用电厂标识系统编码标准（GB/T 505492010）。投标方应承诺所提供的设备和技术文件（包括图纸）采用该标识系统编码标准。投标方应承诺采用招标方提供的企业标准，标识原则、方法和内容在设备设计联络会上讨论确定。1.1.6 投标方配套电动机应满足下列总的要求：功率等级电压等级绝缘等级
4、温升等级型式AC200KW及以上6kVClass FClass B全封闭，外壳防护等级：IP44(室内)IP54(室外)200KW以下0.38kVDC各类容量0.22kV1.1.7 投标方应执行本技术规范所列标准；有矛盾时，按较高标准执行。1.1.8 若投标方所提供的投标文件前后有不一致的地方，应以更有利于设备安装运行、工程质量为原则，由招标方确定。1.1.9合同签订后1个月内，按本规范要求，投标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招标方，由招标方确认。1.1.10在签订合同之后，招标方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补
5、充要求，在设备投料生产前，投标方应在设计上给予修改。具体项目由买卖双方共同商定。1.2 工程概况浙江大唐乌沙山发电厂一期工程装机4600MW超临界燃煤机组，已于2006年全部投产。二期工程在一期工程扩建端扩建21000MW超超临界燃煤机组，同步实施脱硫，脱硝。1.2.1 厂址所在地乌沙山厂址位于象山港中部南岸的象山县西周镇的乌沙山西侧，距离西周镇约5km，距离象山县县城15km，距离宁波市约53km。厂址地理坐标为东经12140，北纬2931。西周中心镇位于象山县西北部,北临象山港,东接墙头镇,南连泗洲头镇,西与宁海县大佳河乡相临。1.2.2 厂区的岩土工程条件乌沙山厂址位于象山县西周镇以北乌
6、沙山以西的山前平原上，北侧为象山港，场地地面标高2.5米左右，现场地大部为鱼塘或虾塘，场地内地表水系发育，河道密布。厂址区域地质稳定，附近无深大断裂通过，场地第四系软土地层厚度近20米，属软弱场地土，类建筑场地，土的工程特性差，不能满足主要建（构）筑物的天然地基的要求，需采用人工地基。1.2.3 地震烈度厂址地震动峰值（概率10%）加速度为0.05g，对应地震基本烈度为6度。1.2.4 运输1.2.4.1陆路交通象山县和外界的联系主要通过同三线象山连接线（宁海至象山连接的一级公路），转至同三线至各地。对外交通运输条件极为良好，方便。根据象山县的交通发展目标，将进一步加强骨架公路建设，打通对外交
7、通联系的主要出口；建设以二级公路为基本构成的主干公路网系统，保证客货运运输量能通过干路网迅速输送。1.2.4.2水陆运输象山港是不可多得的深水良港，风平浪小，淤积程度小，自然资源极其丰富，且离国际航线近。海域宽阔，岸线长，水深条件好，从地域上划分可作为北仑深水港区的延伸区域和组成部分，可开发成为浙东地区和宁波枢纽港的辅助中转基地，具有广阔的发展前景。该水域象山段，在不进行任何航道疏浚的情况下，可满足电厂燃料运输的3.5万吨级各个船型船只，全天候进出航道，海运条件良好。电厂一期已建成两个3.5万吨级泊位的煤码头和一个3000吨级泊位的大件码头，本期煤码头在一期的基础上扩建一个5万吨级泊位。1.2
8、.5 燃料电厂燃煤设计煤种为神府东胜煤。校核煤种为大同塔山煤。见表1.3。1.2.6 水源1.2.6.1海水水源象山港地处浙江东部沿海，是一个东北向西南伸入内陆的狭长型半封闭海湾，海水水量充沛，电厂循环冷却水拟采用象山港海水。1.2.6.2淡水水源乌沙山厂址位于象山县西北部的西周平原，属西周水系, 西周水系目前建有平潭和隔溪张两座中型水库，规划建设上张水库、杰岙水库和土桥水库。电厂本期工程淡水补给水拟从平潭水库供水，规划的供水水源拟由上张水库供给。1.2.7 循环冷却水系统供水系统采用海水二次循环。1.2.8辅机冷却水系统辅机冷却水系统采用大闭式循环冷却水系统，水质为除盐水。1.2.9水文条件
9、经分析象山港海域潮汐属非正规半日浅海潮，潮差较大,台风影响较为严重。象山湾是一东北西南向的狭长型半封闭的海湾，口门外岛屿较多，港内受到良好掩护，除E向的外海入射波浪可以传播到口门附近海域外，其他方向的外海波浪均不能传播到港内，港内的波浪主要是由本区域风生成的风浪。厂址位于象山港南岸中部，东北部为象山港最狭窄海域，厂址前沿水深条件稳定可靠，深槽和水下岸坡处于长期稳定和微冲的状态，取水条件较好。1.2.10气象条件乌沙山厂址所在区域属中亚热带季风气候，四季分明，气候温和湿润，气温年际变化小，湿度大，雨量充沛，风向风速季节变化明显。台风是本地区主要的灾害性天气。冬季处于西伯利亚冷高压控制下盛行偏北风
10、，风速较大，天气以晴冷为主；春季，冷高压势力开始减弱，西太平洋副热带高压势力逐渐增强北进，锋面、气旋活动频繁，风速较大，风向多变，天气开始转暖，降水增多，形成春雨；春末夏初，冷热气团势力相当，形成静止峰，产生连绵降水天气，俗称梅雨；夏季，由于受西太平洋副热带高压控制，盛行偏南风，天气炎热，降水较少；夏秋之交，除局部地区有雷阵雨外，一般以晴热为主，但台风侵袭时，会带来大量降水，并伴有狂风，常造成很大的灾害。厂址气象观测资料参考象山县气象站资料，风采用西泽海洋站资料。累年平均大气压：1016.0hPa累年平均气温：16.9极端最高气温：38.5 最热月平均最高气温：31.7极端最低气温：-6.9累
11、年平均相对湿度：79累年最小相对湿度：12累年平均水汽压：17.4hPa累年平均年降水量：1534.5mm累年最大一日降水量：244.1mm 累年最大1小时降水量：93mm累年最长连续降水日数：22d，相应过程降水量203.2mm累年平均年蒸发量：1412.1mm累年平均年雷暴日数：31.1d最多年雷暴日数：46d历年最大积雪深度：10cm 多年平均风速：4.57 m/s历年最大风速：26 m/s 风向：NW (1974.8.19)全年主导风向：NW (15)冬季主导风向： NW (23)夏季主导风向： SSE (21)全年风玫瑰图见水文气象报告。1.2.11 压缩空气系统动力气源为仪用压缩空
12、气，压力为0.450.75MPa(g)，最高温度为50。1.3 主要技术规范锅炉的系统、性能设计由投标的锅炉厂（中方）与其技术支持方（外方）联合进行。本期工程装设二台1000MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为超超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、切向燃烧或前后墙对冲燃烧、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型布置。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。锅炉出口蒸汽参数为27.56MPa(a)/605/613，对应汽机的入口参数为26.25MPa(a)/600/610。最终锅炉主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽
13、轮机的参数相匹配，锅炉不得加价。锅炉主要参数：名 称单位数 据过热蒸汽：最大连续蒸发量(BMCR)t/h3100（暂定）额定蒸发量(BRL)t/h额定蒸汽压力(过热器出口)MPa(a)27.56额定蒸汽压力(汽机入口)MPa(a)26.25额定蒸汽温度605再热蒸汽：蒸汽流量(BMCR/BRL)t/h进口/出口蒸汽压力(BMCR)t/h进口/出口蒸汽压力(BRL)t/h进口/出口蒸汽温度(BMCR)613进口/出口蒸汽温度(BRL)613给水温度(BMCR)3005给水温度(BRL)3005注：1） 压力单位中“g” 表示表压。“a” 表示绝对压力(以后均同)。2） 锅炉额定蒸发量(BRL)即
14、是汽机在TRL（1000MW）工况下的进汽量（进汽量等同于TMCR工况）。3） 锅炉最大连续蒸发量(BMCR)对应于汽机在VWO工况下的进汽量。1.3.2 锅炉热力特性(BMCR、BRL工况)由投标方填写：名 称符号单位BMCR工况BRL工况干烟气热损失LG%氢燃烧生成水热损失LHm%燃料中水份引起的热损失Lmf%空气中水份热损失LmA%未燃尽碳热损失LUC%辐射及对流热损失Lb%未计入热损失LUA%计算热效率（按ASME PTC4.1计算）计算热效率（按低位发热量）制造厂裕量Lmm%保证热效率(按低位发热量)%炉膛容积热负荷kW/m3炉膛断面热负荷MW/m2燃烧器区壁面热负荷MW/m2环境温
15、度20空气预热器出口热风温度一次风温度二次风温度省煤器出口空气过剩系数炉膛出口过剩空气系数空预器出口烟温（修正前）空预器出口烟温（修正后）空气预热器出口过剩空气系数1.4 设计条件1.4.1 煤质资料煤种设计煤种校核煤种项目大同塔山煤神府东胜煤工业分析1. 工业元素及可磨性分析全水分Mt%1412.00干燥基水份Mad%2.018.49灰分 Aar%11.7613碳 Car%63.0960.33氢 Har%3.953.62全硫 St,ar%0.450.41氧 Oar %3.959.94氮 Nar%0.820.70低位发热值Qnet,arMJ/kg24.1922.76干燥无灰基挥发份Vdaf%3
16、3.8036.44可磨系数HGI5156磨损指数Ke1.50.92. 灰熔点DT(变形温度)15001130ST(软化温度)15001160FT(熔融温度)150012103. 灰成分SiO2%48.6936.71Al2O3%35.4713.99TiO2%0.72Fe2O3%5.1711.36CaO %3.2122.92MgO %0.441.28K2O %0.851.23Na2O%0.340.73SO3%2.299.30MnO2%0.02其它%2.802.481.4.2 点火及助燃用油油种： #0轻柴油粘度(20时)：3.08.0 mm2/s凝固点：不高于0闭口闪点： 不低于55机械杂质： 无
17、含硫量： 不大于1.0%水份： 痕迹灰份： 不大于0.02%比重： 817 kg/m3低位发热值Qnet,ar 41800 kJ/kg1.4.3 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：正常时 _t/h 启动或事故时_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： （采用联合处理方式CWT）总硬度：0 mol/L溶解氧： 30300 g/L(加氧处理)铁：10g/kg铜：3g/kg二氧化硅： 15g/kgpH值（CWT工况）：8.09.0 （加氧处理）电导率(25)：0.15 S/cm钠：5g/kg锅炉补给水质量标准：电导率(25)：0.15 S/cm二氧化
18、硅： 20g/kg1.4.3.2 蒸汽品质要求 钠：5 g/kg二氧化硅： 15 g/kg电导率(25)：0.15 S/cm铁：10 g/kg铜：3 g/kg1.4.4 厂用电系统电压：中压：中压系统为6kV、三相、50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为6kV。低压：低压交流电压系统（包括保安电源）为380/220V、三相四线、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248
19、V。设备照明和维修电压:设备照明由单独的380/220V照明变压器引出。维修插座电源额定电压为380V、70A、三相四线、50Hz。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：中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机，五运一备，设计煤粉细度R90=18%20%，均匀性指数n1.01.1。给水调节：机组配置250%BMCR调速汽动给水泵（暂定）。汽轮机旁路系统：投标方应根据自身经验提出旁路设置的推荐意见。空预器进口冷风加热方式：热风再循环。1.4.6 锅炉投入商业运行后，年利用小时数不小于6500小时，年运行小时数不小于7800小时。投标方应提供锅炉投产第一年因
20、产品质量和投标方原因引起的强迫停运率及连续可调时间的保证值。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运行小时数100% 420075% 212050% 118040% 3001.5 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
21、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 如果本招标文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。1.5.1.5 在本规范所述标准、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ASME PTC4.1，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0800，0100MPa的水和蒸汽特性图表。1.5.2 投标方可执行下列标准：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A
22、SNT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NFPA 美国防火保护协会标准多燃烧器锅炉炉膛防爆/内爆标准ECCC 欧洲蠕变合作委员会标准（2005）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，投标
23、方设计制造的设备还应满足（不低于）下列规程及文件的有关规定(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工程调整试运质量检验及评定标准原电力部火电施工质量检验及评定标准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版原能源部防止火电厂锅炉四管爆漏技术守则1992版国家标准大中型火力发电厂设计规范GB 50660-2011劳动部压力容器安全技术监察规程1999
24、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GB9222-88国家现行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金属技术监督规程DL/T5095-1999电力行业标准火力发电厂主厂房荷载设计技术规程DL/T5095-1999国家标准建筑抗震设计规范GB50011-2001电力行业标准大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则DL/T831-2002国家标准固定式工业防护栏杆安全技术条件GB4053（最新版）国家电力公司火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定（DLGJ1
25、58-2001）国标火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006国标建筑设计防火规范GB 50016-2006国标钢结构管道安装技术规程YB/T9256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电力工业锅炉压力容器检验规程DL6471998国家标准设备及管道保温技术通则GB4272-92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如在发标时，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。1.5.4 投标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，投标方应将这些矛盾之处在投标文件中写清对比说明提交招标方，由招标方
26、决定。1.6 锅炉材料的选择1.6.1锅炉材料选择应按最新标准进行设计1.6.2 应说明材料采用的新标准与以前的设计标准相比，在材质、材料规格选择上的区别。1.6.3 在锅炉设备订货期间，如有标准更新，应按照最新颁布的标准进行设计。2 技术要求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。锅炉负荷适应性强，具有RB功能，能承受50%额定负荷突然变化并保持稳定运行，同时机组在100%负荷的突然变化情况下，应能保证锅炉安全。2.1.2 锅炉应能以定滑定或定滑方式运行，并能与招标确定的汽机在运行方式、启动曲线等方面匹配。投标方详述理由并给出锅炉启动压力负荷曲线。2.1.3锅炉应能适应设
27、计煤种和校核煤种。在考核工况的条件下，锅炉保证热效率应不小于 %(按低位发热值，BRL工况)，锅炉脱硝装置前NOx排放量300mg/Nm3。(干基，O2=6%)NOx排放达到保证值的同时，锅炉热效率也达到保证值。2.1.4 锅炉应满足在全部高压加热器停运时（给水温度暂按191考虑，最终数据以中标汽轮机厂提供的热平衡为准），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、再热器管壁不允许超温。2.1.5 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30%BMCR，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：
28、在50%100%BMCR时，不低于5%BMCR/分钟在30%50%BMCR时，不低于3%BMCR/分钟在30%BMCR以下时，不低于2%BMCR/分钟负荷阶跃：大于10%汽机额定功率/分钟2.1.7 过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在30%100%BMCR、再热汽温在50%100%BMCR负荷范围时，应保持稳定在额定值，偏差不超过5。投标方应在投标文件中提供过热蒸汽和再热蒸汽温度保持额定值的条件下，锅炉所能达到的最低负荷。2.1.8 过热器和再热器两侧出口的汽温偏差应分别小于5和10。2.1.9 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。2.1.10 锅炉汽水侧的阻力（
29、从省煤器集箱入口至高温过热器出口集箱）不超过4.0MPa(按BMCR工况计算)。其中：过热器蒸汽侧的压降一般应不大于 MPa。省煤器水侧的压降应不大于 MPa。水冷壁压降包括水冷壁和汽水分离器应不大于 MPa。2.1.11 再热器蒸汽侧的压降应不大于再热蒸汽系统压降的50%，且最大不超过0.2 MPa(按BMCR工况计算)。2.1.12 锅炉的启动时间(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： 58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应满足（由投标方提供）：冷态起动： 小时温态起动： 小时热态起动： 小时极热
30、态起动： 小时2.1.13 锅炉设计应满足当一台空气预热器故障停运时，另一台空气预热器能单侧运行，并可带不低于锅炉60%BMCR负荷。2.1.14 锅炉两次大修间隔应不少于6年。2.1.15 燃烧器防磨件等使用寿命应大于50000小时。2.1.16 省煤器及其防磨板的使用寿命应不少于100000小时。2.1.17 喷水减温器的喷咀使用寿命应大于80000小时。2.1.18 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组件的使用寿命不低于50000小时。2.1.19 锅炉机组在30年的寿命期间，允许的启停次数不少于下值
31、：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) 400次负荷阶跃 12000次2.1.20 锅炉投标书中，应提供必要的冷态、温态、热态及极热态起动曲线，提供在使用年限内不同状态下允许起停次数。同时，提供各种状态下每次起动的寿命消耗资料。其总的寿命消耗应不大于70%。寿命损耗按启动分离器和末级过热器出口集箱分别进行计算，并取较大值。2.1.21 锅炉参数最终与汽轮机完全匹配，中标后由投标方进行参数与容量的协调工作，引起的变化不加价，各项性能保证值不低于本技术规范的要求。2.1.22 锅炉的汽水
32、系统应为无铜系统。2.1.23 锅炉设计时在过热器和再热器上设有充氮及排放空气的管座和阀门，并考虑有效的停炉保护措施和方法。2.1.24 投标方在锅炉设计时考虑受热面化学清洗方法和接口，并提供推荐的锅炉的化学清洗方法。在设计阶段选择的材料不会因化学清洗产生电腐蚀效应。锅炉具体酸洗方案在设计联络会上确定。2.1.25 锅炉应装有必需的取样、监视、化学加药、疏水点和放气点以及停炉时的放水点。2.1.26 锅炉配供的主蒸汽管道、再热系统管道推荐的蒸汽流速（应不超过上限）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高压给水管道 26 m/s过热器减
33、温水管道 26 m/s再热器减温水管道 24 m/s2.1.27 投标方配供的主蒸汽系统、再热系统、高压给水系统、减温水系统管道等，其接口管径、壁厚、材质最终与招标方的接管保持一致（四大管道暂定为：主蒸汽管道A335 P92；再热热段管道A335 P92；再热冷段管道A672B70CL32；主给水管道：WB36），最终由招标方确定(具体在设计联络会上确定)，投标方应承诺投标价格不变。2.1.28 起停时锅炉给水采用全挥发处理(AVT)方式，正常运行后，锅炉给水采用加氧处理，投标方应充分考虑对汽、水系统管道、阀门等材质的特殊要求，并应对不宜或不能采用的材料进行说明和论述。2.1.29 本工程采用
34、节油点火技术，由锅炉厂配供节油点火系统，并保证锅炉整体性能，保留点火助燃油系统。锅炉厂按等离子点火和微油点火分项报价。2.1.30 投标文件和合同要对锅炉设备制造焊口工厂化程度（数量）进行规定，投标方在投标文件和设备合同中应明确工地焊口数量，各部受热面安装焊口数量应分解列清，尽可能降低工地焊口数量。（以缩短安装工期、提高安装质量）2.2 锅炉本体结构和设计要求2.2.1 燃烧室和水冷壁2.2.1.1 投标方应根据招标方提供的煤质资料，按电力行业标准大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则DL/T831-2002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
35、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)。投标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依据。有效投影面积(EPRS)定义为：包覆炉膛的所有表面的投影面积。下列项目用于计算有效投影面积(EPRS)：炉膛尺寸指相对的炉墙管子中心线之间的距离；被截断的角当作直角来计算；灰斗垂直高度中点的投影面积及周边面积；炉膛出口平面的有效投影面积；炉膛顶棚面积；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。2.2.1.2 采用的设计方案和设计资料必须满足：(1) 点火方便、燃烧稳定、安全；(2
36、) 投标方必须采取有效的防止炉膛结渣措施，并提供说明；(3) 投标方必须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。投标方应提供防止烟气偏差的有效措施和经验，并专题说明；(4) 受热面不产生高温腐蚀；(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BMCR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。(6) 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
37、) 决定炉膛热负荷时，对于锅炉在BMCR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渣；投标方应提供防止炉膛结焦的有效措施和经验，并专题说明；炉膛热负荷不大于以下数值：炉膛截面热负荷 4.5 MW/m2炉膛容积热负荷 80.0 kW/m3燃烧器区域壁面热负荷 1.7 MW/m2炉膛出口烟温 1000燃烧器上一次风喷口至屏底距离不小于22米。(8) 炉膛及对流受热面设置足够数量的吹灰器和观察孔，炉膛布置的吹灰器应能随炉体膨胀。2.2.1.3 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。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
38、于9800Pa。投标方应验算设置脱硝装置后增加的阻力降对炉膛抗爆压力的影响。2.2.1.4 在保证炉膛水动力可靠性条件下，锅炉水冷壁可采用螺旋管圈或垂直管屏布置型式。渣斗底部应有足够的加强型厚壁管，允许的磨蚀厚度不小于1mm。钢结构应足以防止渣落下造成的损害。渣斗喉部开口宽度不小于1.2米。如采用上下分段的水冷壁结构，投标方应在投标书中详细描述炉膛下部管圈与炉膛上部管圈连接的过渡型式。2.2.1.5 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片温度低于材料的允许温度。2.2.1.6 在任何工况下(尤其是低负荷及启动工况)，应保证在水冷
39、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和蒸干现象。投标方应提供在设计中采用的防止膜态沸腾的措施，并具体描述，给出专题报告。如在设计中采用比超临界防止膜态沸腾更进一步的技术措施(包括国外应用情况)，也应提供。2.2.1.7 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。同时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。2.2.1.8 对水冷壁管子及鳍片应进行温度和应力验算，无论在锅炉启动、停炉和各种负荷工况下，管
40、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。并在投标文件中提供水冷壁管子沿炉膛高度方向的壁温分布图。2.2.1.9 水冷壁制造应严格保证质量，要求每根水冷壁管材及出厂焊缝应进行100%无损探伤，锅炉安装后，并除去盲区管段，通球试验及水压试验合格。不允许水冷壁泄漏。2.2.1.10 对螺旋管水冷壁，螺旋管倾角的选择应充分考虑汽水分层、传热恶化的影响。应进行水冷壁传热恶化计算，传热恶化时的临界热负荷与设计的最大热负荷之比应大于1.25。2.2.1.11 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。水冷壁应有足够的动力水头，以防止
41、水循环中出现停滞、倒流、不稳定的水动力等。2.2.1.12 最低直流负荷应不大于25% BMCR。2.2.1.13 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。投标方应附图说明螺旋管圈水冷壁的支承、吊挂结构形式。刚性梁与水冷壁之间相互不直接焊接，可以相对滑动。2.2.1.14 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。2.2.1.15 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螺旋角。2.2.1.16 螺旋管水冷
42、壁水冷套的制作难度较大，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。2.2.1.17 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，最大程度在工厂进行分片立体式组装，以保证其尺寸和角度的正确性。对垂直管圈的水冷壁在运输许可的条件下尽可能在工厂内组装。2.2.1.18 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。2.2.1.19 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。并提供测点位置图。2.2.1.20 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。投标方应在投标书中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二次密封技术制造，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。大包为气密性焊接结构。并提供专题说明。2.2.1.21 水冷壁上应设置必要的观测孔、热工测量孔、人孔、吹灰孔、炉管泄漏监测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
