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1、 福建石狮热电厂二期扩建工程21000MW超超临界抽凝供热机组锅炉买卖合同附件 合同编号: 买方: HSCPC02.HT-WZ2011-002 卖方: DECL2011-XS(01)-004买 方：福建省鸿山热电有限责任公司卖 方：东方电气股份有限公司设 方：华北电力设计院工程有限公司 福建省电力勘测设计院 2011年04月 北京目 录 附件1 技术规范1附件2 供货范围109附件3 技术资料及交付进度124附件4 交货进度133附件5 设备监造(检验)和性能验收试验135附件7 技术服务和设计联络143附件8 分包与外购151附件9 大件部件情况153附件1 技术规范1总则本合同附件适用于福
2、建石狮鸿山热电厂二期21000MW超超临界扩建工程的锅炉设备(不含SCR脱硝装置和氨区设备)，它提出了设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的最低技术要求。买方在本合同附件中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，卖方应提供一套满足本合同附件和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准,必须满足其要求。对在投标文件“差异表”中未列偏差(包括任何细微偏差，无论多少)者，均认为卖方完全响应招标文件的要求。卖方须执行本合同附件所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。若本合同附件前后有不一致的地方，以更有利于设备安装运行、工程质量为原则，由买方确定。
3、合同签订后3个月内，按本规范要求，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，由买方确认。卖方提供的技术文件(包括图纸)采用KKS标识系统(卖方承诺采用买方提供的企业标准)。标识原则、方法和内容在第一次设计联络会上讨论确定。卖方对锅炉成套设备(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。分包(或对外采购)的产品制造商必须事先征得买方的认可。最终分包商由买方书面确认。所有分包商无论大小，买方均参加卖方组织的招投标，并参与技术协议的签订。对于卖方配套的控制装置，仪表设备，卖方必须考虑和提供与DCS控制系统的接口并负责与
4、DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，在设备投料生产前，卖方在设计上给予修改。具体项目由买卖双方共同商定。卖方应保证提供的锅炉设备具有良好的着火、燃尽、防结渣性能以及燃烧稳定性、汽水循环稳定性，如在质保期满后，由于卖方的原因导致锅炉设备发生结渣、汽水循环不稳定等影响机组正常、安全、经济运行，卖方有义务和买方一起研究分析原因，共同采取有效措施解决锅炉设备问题。本工程采用现场总线技术实现数字化电厂控制方案，对随卖方供货范围内的有关现场总线仪控设备的技术要求见2.4章节相关内容。1.1 工程概况福建石狮鸿山热电厂位于福建石狮
5、市鸿山镇东南部海滨，一期在建项目为2600MW超临界抽凝供热机组，二期拟新建21000MW超超临界燃煤发电抽凝供热机组，同步建设烟气脱硫装置和脱硝装置，电厂规划装机容量为5200MW(2600MW+21000MW+21000MW)。根据石狮市沿海三镇工业园区供热规划，鸿山热电厂一、二期工程向三镇工业园区及周边地区提供工业用汽。1.1.1厂址所在地本工程位于石狮市东部沿海的石狮市鸿山镇境内，距石狮市约14km。厂址在伍堡和东店村之间，有伍鸿公路经过。厂址基本属于填海造地工程。厂址所处区域，盐雾腐蚀严重，油漆、金属件、涂装和密封包装等应能够抵抗海边盐雾等腐蚀性条件，保证正常存放、安装、使用期间不受
6、腐蚀。1.1.2 交通运输1.1.2.1公路鸿山厂址地处鸿山镇伍堡村和锦尚镇东店村之间，沿海大道紧靠厂址在电厂北侧和西侧通过，电厂对外公路交通十分顺畅。厂区设置两条进厂道路与厂区西北侧沿海大道连接。1.1.2.2 水路电厂燃煤从黄骅港通过水路运至电厂，电厂在距锦尚镇东店村正东方约2km处建有一个10万吨级的卸煤码头，近期建设规模为设计年吞吐量306万吨，并留有二期扩建的余地。码头通过长770m的引堤和长80m的引桥与电厂陆域连接，由卸煤码头至电厂运输距离约1.4km。1.1.3水源及冷却水系统电厂主机冷却水采用海水；生产用水采用海水淡化制取的淡水；生活用水采用海水淡化制取的淡水并加氯消毒(水工
7、：水源需要业主落实)；消防用水仍由电厂一期工程建设的消防给水系统提供，水源为福建省晋江地表水，并经厂内原水预处理系统处理后的出水。主机循环冷却水采用海水直流单元制供水冷却方式。辅机工业冷却水采用开式直流海水冷却水系统和闭式循环冷却水系统相结合的方式。1.1.4气象条件厂址所在区域属南亚热带海洋性季风气候，主要气候特点是：热量丰富、季风明显、日照充足、雨量集中、夏长无酷热，冬短无严寒。本工程采用崇武站的气象资料作为设计依据。多年平均气温：19.9多年极端最高气温：37 多年极端最低气温：-0.3 多年平均气压：1011.9hPa 多年年平均最高气压：1032.7hPa 多年年平均最低气压：973
8、.5hPa 多年平均相对湿度：81% 多年最小相对湿度：13%多年平均年降水量：1100.8 mm年最大降水量：1856.9mm 年最少降水量：627.2mm 多年平均风速为6.1 m/s年最大风速为30 m/s离地10m高10分钟平均最大风速35.8m/s年主导风向为NE1.1.5 岩土工程条件基本风压：0.90kPa地震设防烈度： 8度场地土类别： 类地下水水位较浅属上层滞水，水量一般，且地下水与海水相通对钢筋混凝土结构具有弱腐蚀性；地下水对混凝土无侵蚀性。1.1.6电厂永久性服务设施(1)闭式循环冷却水系统设计水温为26，最高水温为38，水质为除盐水。(2)开式循环冷却水系统设计水温为2
9、0，最高水温为33，水质为循环水(海水)。(3)厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.40.7MPa，最高温度为50(4)电源：高压厂用电系统：10kV或6kV一级电压(暂定)、50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压采用10kV或6kV。低压厂用电系统(包括保安电源)：400/230V、50Hz；额定值200kW以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相230V。直流控制电源：DC 110V，来自110V蓄电池组，电压变化范围从94V到121V。直流动力电源：DC 220V，来自220V蓄电池组，电压变化范围从192V到248V。设备照明：照明由单独的400/230V照明变压
10、器供电。1.1.7 设备使用条件1.1.7.1机组运行方式：定-滑-定或定-滑运行摸式，滑压运行的范围为锅炉最大连续出力的3090%左右。1.1.7.2 负荷性质： 机组主要承担电网的基本负荷，供热所需的热负荷并能参与调峰。1.1.7.3 启动、并网和带负荷机组应满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。卖方提供上述不同启动方式下从启动到并网到满负荷的启动曲线，曲线中至少包括蒸汽温度、压力、流量和汽机转速、负荷、动静部分的膨胀及胀差值等，特别是从锅炉点火到预暖时间，到汽机冲转的时间，到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时间，以供买方核算。1.1.7.4 汽机旁路系统机组设有汽
11、机旁路系统，允许主蒸汽能绕过高压缸，随冷再再次进入锅炉，也允许再热器出口蒸汽绕过中压缸和低压缸而进入凝汽器。旁路系统的主要功能是：1)在冷态、温态、热态和极热态下能启动机组，在整个启动过程中，能使汽机进口蒸汽压力、温度、流量稳步提高，满足汽轮机的要求，从而缩短机组的启动时间。2)在启动和甩负荷时，使蒸汽通过再热器以保护再热器不被干烧。当采用一级大旁路系统时，锅炉再热器应允许干烧。1.1.7.5机组布置方式： 室内纵向布置，机组右扩建(从汽机房向锅炉房看)，机头朝向扩建端。1.1.7.6 机组安装检修条件：机组运转层标高17m(暂定)。1.1.7.7 凝汽器设计背压：双背压，平均背压4.9kPa
12、.a ( 暂定)。1.1.8 锅炉水汽质量标准1.1.8.1 给水溶解氧含量、联氨浓度和pH值标准处理方式pH值溶解氧mg/L联氨mg/L有铜系统无铜系统挥发处理8.89.39.29.6730加氧处理8.09.030150-1.1.8.2 给水质量标准项目氢电导率(25)mS/cm二氧化硅mg/L铁mg/L铜mg/L钠mg/LTOCmg/L氯离子mg/L标准值 0.151052320021.1.9 机组运行负荷模式机组运行模式负荷每年小时数利用小时数10042004200752120159050118059040300120总计78006500注：本负荷分配模式用于计算现阶段条件下机组的经济性
13、指标，不代表对机组年运行小时数和年利用小时数的要求。1.2 机组的工况定义1.2.1额定工况(也称TRL工况、铭牌出力工况) 汽轮发电机组能在下列条件下在保证寿命期内任何时间安全连续运行，发电机端输出额定功率1000MW(扣除静态励磁和非同轴驱动的主油泵、氢密封油泵所消耗的功率)，此工况为机组出力保证值的验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽量。(1)额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水质量；(2)汽轮机低压缸排汽平均背压为11.8 kPa(a)； (3)补给水率为3；(4)所规定的最终给水温度；(5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6)汽动给水泵投入运行，并满足额定给水
14、参数；(7)在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压，发电机氢气冷却器冷却水温38，发电机效率 98.98%。1.2.2热耗保证(THA)工况 汽轮发电机组在下列条件下在保证寿命期内任何时间能够安全连续运行，汽轮发电机组输出功率为1000MW(扣除静态励磁和非同轴驱动的主油泵、氢密封油泵所消耗的功率)。此工况为热耗率保证工况。另外，75%THA工况也要求作为热耗保证工况。(1)规定的主蒸汽、再热蒸汽参数及汽水品质；(2)汽轮机低压缸排汽平均背压4.9 kPa；(3)补给水量为0；(4)所规定的最终给水温度；(5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6)汽动给水泵投入运
15、行，并满足额定给水参数；(7)在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温不低于26时，发电机效率不小于98.98%。1.2.3汽轮机最大连续出力(TMCR)工况汽轮机进汽量等于额定(TRL)工况的进汽量(铭牌进汽量)，其它条件同1.2.2时，汽轮机能安全连续运行。此工况下发电机输出功率(已扣除静态励磁和非同轴驱动的主油泵、氢密封油泵所消耗功率)称为机组最大连续出力。此工况为机组出力保证工况。1.2.4 调节阀全开(VWO)工况汽轮发电机组能在进汽阀(调节阀和补汽阀)全开，其它条件同1.2.2时，安全连续运行。汽轮机阀门全开的进汽量应不小于103105%的额
16、定(TRL)工况进汽量(铭牌进汽量)。卖方应提供汽轮发电机组在阀门全开工况下的输出功率。此工况为汽轮机进汽能力保证值的验收工况。1.3 控制要求1.3.1随机组成套供货的控制系统应在大型火电机组上有成功应用经验，适合电站特点，并且技术先进、产品质量好、可靠性高、性能/价格比好。1.3.2随机组提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国际标准(国际标准低于国内标准的以较高标准为准)。不得选用国家宣布的淘汰产品。必须符合监控系统的需要，并根据安装地点满足防爆、防火、防水、防尘、防腐蚀的有关要求。所供的仪表、变送器、执行机构等设备和控制系统必须得到买方的确认。1.3.3应提供足够的资料以说明对机组
17、的控制要求，控制方式及联锁保护等方面技术条件和数据，包括机组运行参数的报警值和保护动作值。1.3.4工程要求达到机组级控制水平，卖方提供的仪表、控制设备和阀门应足额满足机组自启停控制要求。凡是在机组启动、运行、停机过程中可能开启、关闭或调整的阀门执行机构原则上均采用电动，对事故时有安全阀位和快速动作要求的执行机构可采用气动。系统如有调整，阀门数量增减、规格型号调整，费用不发生变化。1.3.5凡随锅炉供货的电动门及电动调节阀执行机构均应采用智能一体化型（对于振动、髙温等恶劣环境，应采用将执行器电子控制单元分体安装的方式），气动调节执行机构应采用智能定位器，带三断保护。1.3.6应对随机提供的热工
18、设备(元件)，包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等都要有详细说明，应注明安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置须提供安装使用说明书。1.3.7重要的阀门电动装置、电动执行机构、气动执行机构等需选用高于国内相关规定和标准的进口产品。1.3.8用于远传开关设备，包括压力开关、差压开关、流量开关、液位开关、温度开关等需选用高于国内相关规定和标准的进口产品。1.3.9机组及附属系统配套的仪表控制设备，输入输出信号应为标准信号，应与DCS留有接口。如若分包，只允许一级分包，不允许再往下多级分包。签定分包合同时，应有买方参加或征得买方的认可。1.3.10卖方提供的仪表设备和控制系统机柜安装在主厂房控制室
19、及电子设备间内的，防护等级为IP42，安装在主厂房内其它地点的防护等级为IP54；安装在锅炉房内及室外的防护等级均为IP56。 2技术要求2.1主要技术规范本期工程装设二台1000MW燃煤发电机组，锅炉为超超临界参数变压运行直流炉，前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架的型直流炉。锅炉尾部烟气采用选择性催化还原脱硝处理工艺(SCR)，每台机组同步安装一套SCR脱硝装置，SCR反应器直接布置在省煤器之后空预器之前的烟道上(空预器按全拉出布置方式)。烟气脱硝装置的布置由卖方总体考虑，烟气脱硝装置的全部支撑钢架和平台扶梯由卖方设计和供货。SCR烟气脱硝装置和氨
20、区设备由买方另行采购。本合同附件中所涉及的锅炉柱号K1，均指锅炉第一排主柱柱号。2.1.1锅炉最大连续蒸发量(BMCR)相当于汽轮机调节阀门全开(VWO)工况时的蒸汽流量。2.1.2锅炉容量和主要参数锅炉出口蒸汽参数暂按27.56MPa(a)/605/603，对应汽机的入口参数26.25MPa(a)/600/600。锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求最终与汽轮机的参数相匹配。并不因此引起锅炉性能保证值和价格的变动。锅炉额定工况(BRL)对应于汽机TRL工况，锅炉BECR工况对应于汽机THA工况，锅炉BMCR工况对应于汽机VWO工况。项目参数单位锅炉最大连续蒸发量(BMCR)3130
21、t/h过热器出口蒸汽压力27.46MPa(g)过热器出口蒸汽温度605再热蒸汽流量2536.52t/h再热器进口蒸汽压力4.97MPa(g)再热器出口蒸汽压力4.77MPa(g)再热器进口蒸汽温度345再热蒸汽出口温度603省煤器进口给水温度303注：压力单位中“g” 表示表压。“a” 表示绝对压(以后均同)。未特殊标注的均为表压。2.1.3下列参数由卖方填写(每台炉)序号名称单位设计煤种校核煤种校核煤种BMCRBMCRBMCR1.锅炉最大连续蒸发量t/h3130313031302.过热器出口蒸汽压力MPa(g)27.4627.4627.463.过热器出口蒸汽温度6056056054.再热器蒸
22、汽流量t/h2536.522536.522536.525.再热器进口蒸汽压力MPa(g)4.974.974.976.再热器出口蒸汽压力MPa(g)4.774.774.777.再热器进口蒸汽温度3453453458.再热器出口蒸汽温度6036036039.省煤器进口给水温度30330330310.省煤器进口给水压力MPa(g)31.4631.4631.4611.锅炉效率(计算)94.5594.1693.5912.锅炉效率(保证)94.4/13.锅炉实际燃煤量t/h407.07368.33433.3414.机械未完全燃烧损失0.250.400.915.空预器出口飞灰份额85858516.空预器出口
23、一次风温31832633417.空预器出口二次风温32933434018.空预器出口烟气温度(修正前)12613213419.空预器出口烟气温度(修正后)12212712820.空预器进口烟气温度36136436421.空预器进口一次风温30303022.空预器进口二次风温25252523.炉膛出口过剩空气系数1.151.151.1524.过热器漏风系数从炉膛出口到省煤器出口总漏风为125.再热器漏风系数26.省煤器漏风系数00027.空气预热器一次风压降kPa0.9290.8600.86928.一次风道阻力(设计界限处至一次风燃烧器入口)kPa/29.一次风燃烧器阻力kPa1.31.31.3
24、30.空气预热器二次风压降kPa1.1391.2201.07831.热二次风道阻力(空预器出口至二次风燃烧器入口)kPa11132.二次风燃烧器阻力kPa1.81.81.833.空气预热器烟气压降kPa1.341.361.3534.锅炉烟道总阻力(不包括自身通风力、空预器)kPa35.锅炉烟道总阻力(含自身通风力，不含空预器，至烟道锅炉最后一排钢架出口1m)kPa2.582.562.5736.一次风率24.1722.2622.2637.设计煤粉细度R9021181838.锅炉正常运行时补给水量t/h31.331.331.339.锅炉启动或事故时补给水量t/h782.5782.5782.540.
25、灰渣比9：19：19：12.1.4燃料2.1.4.1设计和校核煤种的煤质及灰成分分析见下表项 目符号单位设计煤种校核煤种校核煤种全水分Mt%17.414.509.20干燥基水分Mad%5.498.252.85收到基灰分Aar%11.657.7026.10干燥无灰基挥发分Vdaf%30.8338.8033.20收到基低位发热量Qnet，arkJ/kg214902379020310收到基碳Car%56.9765.1053.13收到基氢Har%3.503.253.25收到基氧Oar%9.188.086.72收到基氮Nar%0.700.660.78收到基硫Sar%0.600.710.82可磨性指数HG
26、I535844灰成分分析二氧化硅SiO2%33.7720.7040.22三氧化二铝Al2O3%11.9011.0741.15二氧化钛TiO2%0.730.801.41三氧化二铁Fe2O3%13.1725.883.00氧化钙CaO%23.7923.586.68氧化镁MgO%1.180.862.25氧化钾K2O%0.790.240.18氧化钠Na2O%1.810.880.23三氧化硫SO3%7.8610.553.73二氧化锰MnO2%0.450.79其它%4.554.650.60变形温度DT112011001350软化温度ST115011301390半球温度HT116011501420熔融温度FT
27、117011601410煤中游离二氧化硅(SiO2)r,d%3.681.08原煤冲刷磨损指数Ke1.460.772.1.4.2点火及助燃用油本期工程采用等离子点火及助燃。2.1.5锅炉运行条件2.1.5.1 制粉系统：采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，采用6台中速磨煤机，燃用设计煤种时，5台运行，1台备用。燃用校核煤种时，6台运行。要求锅炉燃用设计煤种煤粉细度R90=21%，校核煤粉细度R90=18%，n值暂按1.0。2.1.5.2给水泵配置：250%汽动给水泵。2.1.5.3旁路系统：旁路系统的主要功能是：1)在冷态、温态、热态和极热态下能启动机组，在整个启动过程中，能使汽机进口蒸汽压
28、力、温度、流量稳步提高，满足汽轮机的要求，从而缩短机组的启动时间。2)在启动和甩负荷时，使蒸汽通过再热器以保护再热器不被干烧。当采用一级大旁路时，控制炉膛出口烟温在540580以下，锅炉再热器应允许干烧。一级旁路容量暂定30MCR（基于额定负荷）。2.1.5.4 排渣方式：固态连续排渣。采用风冷式干排渣机。2.1.5.5 锅炉在投产一年后，年利用小时数要求大于5500小时，年可用小时数要求大于8000小时。2.1.5.6 空预器二次风侧采用热风再循环。2.2锅炉设备性能要求2.2.1 锅炉带基本负荷，并具有一定的调峰能力。2.2.2 锅炉采用定-滑-定方式运行或纯滑压运行的方式。2.2.3当采
29、用一级大旁路时，锅炉启动初期，炉膛出口烟温控制在540580以下，再热器允许干烧；当采用高低压串联旁路时，再热器不存在干烧的问题。2.2.4 锅炉应能适应设计煤种和校核煤种。燃用设计煤种，煤粉细度达到设计值，锅炉负荷为100%BRL时，锅炉保证热效率应大于等于94.4%(按低位发热量计算)。2.2.5 在高压加热器全部停止运行时，锅炉的蒸汽参数应能保持在额定值，各受热面不超温并且不结渣，蒸发量能满足汽轮机在此条件下达到铭牌出力要求。2.2.6锅炉在燃用设计煤种或校核煤种时，能满足负荷在不低于锅炉的30%B-MCR时，不投等离子点火系统长期安全稳定运行，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入
30、率100%的要求。锅炉的最低稳燃负荷应经过至少4小时的验收试验。2.2.7 锅炉负荷连续变化率应达到下述要求负荷在50100%BMCR时，每分钟不小于5%BMCR；负荷在3050%BMCR时，每分钟不小于3%BMCR；负荷在30%BMCR以下时，每分钟不小于2%BMCR（不连续）；负荷阶跃：大于10%汽机额定功率/分钟；锅炉能承受上述负荷变化而不受次数限制。2.2.8 机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。卖方提供上述不同启动方式下从启动到满负荷的启动特性曲线(注明启动时间)、冷态停炉曲线和压力-负荷曲线。曲线中应至少包括蒸汽(主蒸汽和再热冷、热段蒸汽)和给水的压力、
31、温度、流量和汽机转速、负荷等，特别是从锅炉点火到汽机冲转的时间，到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时间。卖方负责牵头与汽轮机供货商配合，在第一次设计联络会上提交整个机组在上述不同启动方式下从启动到满负荷的启动曲线。锅炉从点火至机组带满负荷(BMCR)的时间与汽轮机相匹配，在正常启动情况下达到以下要求，并提供锅炉从点火至汽机冲转所需时间。单位锅炉从点火至机组带满负荷(BMCR)所需时间锅炉从点火至汽机冲转所需时间冷态起动小时56165温态起动小时2360热态起动小时11.529极热态起动小时1132.2.9 锅炉点火方式为：采用等离子点火设备，等离子点火设备由买方另行采购。暂定锅炉两层燃烧器(
32、或者两台磨煤机粉管对应的燃烧器)采用等离子点火设备，等离子点火燃烧器具有锅炉启动点火和低负荷稳燃功能，由等离子供货厂家保证等离子点火装置性能，卖方保证锅炉整体性能。等离子点火设备由买方采购，卖方无偿给予配合。等离子点火控制系统与锅炉FSSS系统的控制和保护逻辑由卖方技术总负责，并提供等离子点火模式的控制逻辑和保护逻辑图，由买方DCS组态方实现。等离子设备具体安装接口在设计联络会上确定。等离子点火系统将在主控室内通过DCS操作员站实现对锅炉启动点火和低负荷稳燃过程的实时控制，并有完善的控制系统保证系统的安全运行；等离子点火控制系统与锅炉FSSS系统的控制和保护逻辑由卖方技术总负责，卖方应提供冷态
33、启动及正常停炉工况、事故停炉工况、正常运行工况、低负荷稳燃工况、RB工况、甩负荷工况、甩负荷试验时等离子点火装置的SDD运行描述(包括启停允许条件、连锁保护要求等)，提供控制逻辑框图、控制逻辑说明、I/O清单、P&ID图、设备清单等。卖方应与等离子点火装置供货商共同确定等离子点火装置的控制逻辑框图(应包括上述不同运行工况)，最终提交给DCS组态方。FSSS包括在DCS，其系统硬件由DCS承包商供货，卖方应对锅炉本体控制和FSSS技术总负责，以保证锅炉的总体安全；卖方应对FSSS提出具体的逻辑要求资料，参加DCS各次设计联络会(不得少于2次)，确认各版FSSS部分I/O清单和相关逻辑，并负责锅炉
34、本体与FSSS设计配合(包括火检装置安装接口的配合)。2.2.10 炉膛及煤粉燃烧器的设计要考虑降低NOX的有效措施，并提供NOX排放值。NOX排放值不高于300mg/Nm3(折算到6%含氧量，干基)。锅炉尾部装设烟气脱硝装置，由卖方提供布置参考图。2.2.11锅炉结构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，水冷壁与冷灰斗的连接部分)进行强度计算时，炉膛设计承压能力按6.5kPa考虑，炉膛最大瞬时承受压力按9.8kPa考虑。由于本工程同步建设脱硝、脱硫装置，且引风机采用三合一风机(即引风机和脱硫增压风机合并设置、同时考虑克服脱硝系统阻力)。锅炉应按防爆要求设置控
35、制保护系统，采取报警、MFT、跳风机的炉膛三段保护措施。当炉膛突然灭火或送风机全部跳闸，引风机出现瞬间最大抽力时，炉墙及支承件不应产生永久变形和损坏。卖方提供炉膛压力正常运行值、报警值、停炉(MFT)保护动作值、风机解列保护动作值。最终数据在设计一联会上确定。卖方保证合理设置压力定值，并要求压力取样、检测、输出通道和接线均可靠，减少误动和拒动的可能，保证保护动作的可靠性。2.2.12 烟、风压降实际值与设计值的偏差不高于10%。2.2.13 在30100%BMCR范围内，过热蒸汽能维持其额定汽温；在50100%B-MCR范围内，再热蒸汽能维持其额定汽温，其允许偏差均在5之内。当再热器入口蒸汽温
36、度偏离设计值20时，出口汽温应达到额定值，受热面金属不超温。2.2.14 在过热器两侧减温水流量基本相同的条件下，过热器和再热器左右两侧出口的汽温偏差应分别小于5和10。2.2.15 汽水系统压降(按BMCR工况计算)项 目数据过热器本体(分离器出口后)蒸汽侧的压降 1.77 MPa再热器本体蒸汽侧的压降(小于再热蒸汽系统的50%，最大不超过0.2) 0.2 MPa省煤器水侧(含入口联箱)的压降 0.22 MPa水冷壁(分离器出口前)压降 2.01 MPa省煤器入口联箱(包括该联箱)至过热器出口的工质总压降 4.0 MPa2.2.16锅炉在30年的寿命期内，允许的启停次数不小于以下值：冷态起动
37、(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次负荷突变阶跃(10%汽轮机额定功率)12000次2.2.17寿命要求2.2.17.1 锅炉主要受压部件使用寿命不小于30年。2.2.17.2 卖方提供每次极热态、热态、温态和冷态启动以及负荷变动(包括负荷阶跃变化)的寿命损耗数据与启动时间曲线。按买方提出的各种工况下的启动次数和运行负荷模式，给出寿命期内总的寿命损耗和裕度(包括材料的高温疲劳和蠕胀的寿命损耗)。机组在其保证使用寿命期内，要求30年内机组寿命消耗不大于70%。允许起停次数点火至满负荷时间(m
38、in)寿命消耗(/次)启动分离器末级过热器冷态启动2004800.010.01温态启动12001800.005830.01热态启动5000900.006790.01019极热态启动300600.006790.01019总计670045%68%2.2.17.3 各部件使用寿命要求项 目数据空气预热器冷端受热元件 50000小时喷水减温器的喷嘴 80000小时旋流燃烧器的喷嘴 80000小时受烟气流磨损的低温对流受热面(含省煤器防磨板) 100000小时2.2.18 锅炉两次大修间隔时间不少于6年，锅炉两次小修间隔大于1年。2.2.19 运行一年后，由于锅炉质量原因而引起的强迫停用率小于2%，但锅
39、炉能连续运行大于半年时间。2.2.20 卖方保证锅炉从启动到BMCR范围内各种工况下水动力工况可靠。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。2.2.21 锅炉的汽水系统为无铜系统。2.2.22 卖方推荐停炉时锅炉热力系统的保养方法，并在锅炉设计时考虑有效的停炉保养的措施和接口。卖方在锅炉设计时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，由买方确认。2.2.23卖方在设计阶段选择的材料不会因为化学清洗而产生电化学腐蚀（局部腐蚀）效应。卖方在锅炉设计时考虑受热面化学清洗接口，并提供推荐的锅炉的化学清洗方法。锅炉具体酸洗方案在设计联络会上确定
40、。2.2.24 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。2.2.25卖方免费提供安全阀酸洗用假阀芯（如需要）。对于其它不能参与酸洗的阀门，卖方免费提供锅炉酸洗范围内阀门的假阀芯。2.2.26 锅炉配供的主蒸汽管道、再热系统管道推荐的蒸汽流速如下： 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高压给水、减温水管道26 m/s2.2.27 锅炉配供的主蒸汽管道、再热系统管道、高压给水管道、减温水管道，其管径、壁厚、材质等最终应与买方配供的管道保持一致(设计院四大管道材质暂定为：主蒸汽主管和支管采用ASTM A335 P92
41、无缝钢管，热再热蒸汽主管和支管暂按采用ASTM A335 P92无缝钢管。再热冷段管道管材根据机组特性选择A691或A672电熔焊钢管。主给水管道材质采用15NiCuMoNb5。买方侧的具体的管道管径、壁厚、材质将在设计联络会上由买方告知)，且不再另行加价。主蒸汽管道、热再热系统管道采用内径管。四大管道材质进口。本炉炉管材和联箱不宜采用目前国内焊接工艺尚不成熟的T122或P122等材料。2.2.28锅炉本体采用露天布置，卖方按买方要求采取防尘、防风、防雨雪、防盐雾、防腐蚀等以及其它安全保护措施。2.2.29锅炉设计中要特别注意受压元件的疲劳寿命计算与分析，不但对高温厚壁部件，而且还要对中温部件
42、，如水冷壁及其刚性梁等都要作专门计算。卖方提供厚壁元件(过热器联箱、启动分离器等)内外壁温差与变负荷速率的关系曲线。2.2.30 脱硝装置由买方另行采购。锅炉与SCR烟气脱硝装置设计界限原则上为：SCR脱硝装置进口与锅炉水平烟道接口在锅炉省煤器后排柱往外1m；SCR烟气脱硝装置出口在空预器入口处。2.3 锅炉设计和结构要求2.3.1 锅炉启动系统2.3.1.1 启动系统及容量的确定，需根据锅炉最低直流负荷、机组运行方式、质量流速的选取、以及工质的合理利用等因素确定。卖方根据其技术引进方的技术特点和经验确定启动系统和容量。启动系统按设置启动循环泵考虑。2.3.1.2 锅炉设内置式启动系统，包括启
43、动循环泵、启动分离器、贮水箱、疏水扩容器、疏水箱、疏水泵，水位控制阀、截止阀、管道及附件等组成。启动分离器、贮水箱、集箱及相应的管道上应装设供化学清洗、过热器反冲洗(如果有)和停炉保护用的管座，并配备相应的阀门。2.3.1.3 分离器的设计除考虑汽水的有效分离，还需考虑起动时汽水膨胀现象。2.3.1.4 启动分离器汽水混和物入口位置、角度和流速的选取应有利于汽水分离，汽和水的引出方向应与汽水引入管的旋转方向相一致，以减少阻力。分离器内设有阻水装置和消旋器。2.3.1.5 启动分离器的结构、材料的选取及制造工艺，应能适应变压运行锅炉快速负荷变化和频繁启停的要求。2.3.1.6 启动分离器的设计参数按全压设计，并充分考虑由于内压力、温度及外载变化引起的疲劳。封头结构采用锥形结构。对启动分离器和贮水箱进行寿命消耗的计算，确保部件的使用寿命达到30年。2.3.1.7 启动分离器上还设置观察孔、水位测点、压力测点、内外壁温度测点、放气、疏水接头等。2.3.1.8 贮水箱有足够的水容积和汽扩散空间，设置必要的疏水接头及排汽接头。
