中华人民共和国水利电力部标准

中华人民共和国水利电力部标准燃煤电站锅炉技术条件SD268—88SpecificationforPowerStationCoalFiredBoiler(试行本)中华人民共和国水利电力部1988-04-11发布1988-07-01实施1总则1.1本标准适用于国产220～2008t/h电站煤粉锅炉(配50～600MW汽轮发电组)。对65t/h及130t/h容量的电站锅炉，可参照执行。1.2凡第1.1条所指的电站锅炉，需方(用户)在其选型、招标、订货、监造和验收时，必须遵守本标准，并有权择优选用整体或部件。1.3本标准未包括设备的供货范围，其他未尽事项在签定技术协议中商定。1.4本标准解释权属于水利电力部电站锅炉标准化技术委员会。2技术规范2.1制造厂应根据第2.5条需方所提供的资料，向需方提供下列有关锅炉设备的技术规范。2.1.1锅炉型号和型式。2.1.2蒸发量：2.1.2.1额定蒸发量，t/h；最大连续蒸发量(引进型锅炉)，t/h。2.1.2.2再热蒸汽量，t/h。2.1.3汽包压力，MPa(表压)；允许超压压力(引进型锅炉)，MPa(表压)。2.1.4过热器出口压力，MPa(表压)；允许超压压力(引进型锅炉)，MPa(表压)。2.1.5再热器压力(入口/出口)，MPa(表压)。2.1.6过热蒸汽温度，℃。2.1.7保证额定过热蒸汽温度的负荷范围，%。2.1.8再热蒸汽温度(入口/出口)，℃。2.1.9保证额定再热蒸汽温度的负荷范围，%。2.1.10给水温度(省煤器入口)，℃。2.1.11冷空气温度(送风机入口)，℃。2.1.12热空气温度(空气预热器出口)，℃。2.1.13锅炉排烟温度，℃。2.1.14锅炉计算效率及各项热损失(注明按煤的低位发热量或高位发热量计算)，%。2.1.15锅炉保证效率，%。2.1.16锅炉机组的自用电量及蒸汽量，MW及t/h。2.1.17设计煤种、校核煤种及煤质允许变化范围。2.1.18锅炉效率与负荷及煤种变化的关系曲线。2.1.19通风方式。2.1.20燃烧室及燃烧器的型式、布置方式；一、二、三次风的风量和风速，m3/h和m/s。2.1.21点火方式(轻油、重油、燃气，三级点火，直接点火，机械、蒸汽或空气雾化等)。2.1.22磨煤机型式及制粉系统。2.1.23排渣方式(固态或液态排渣)。2.1.24除渣方式(机械、水力、气力)。2.1.25锅炉构架(焊接钢构架、高强度螺栓连接钢构架、钢筋水泥构架)。2.1.26锅炉布置(室内、露天、炉顶戴帽、紧身等)。2.1.27锅炉主要尺寸，mm。2.1.28锅炉正常运行时水容积，m3。2.1.29锅炉水压试验时水容积，m3。2.1.30再热器水容积，m3。2.1.31锅炉金属的总重量，t。其中：承压部件重量，t；构架部件重量，t。2.1.32给水品质要求：2.1.32.1pH值(25℃时)；2.1.32.2电导率(25℃时)，μS/cm；2.1.32.3溶解氧，μg/L；2.1.32.4联胺，μg/L；2.1.32.5二氧化硅，μg/L；2.1.32.6铁，μg/L；2.1.32.7铜，μg/L；2.1.32.8含油量，μg/L；2.1.32.9颜色、浊度、硬度、氯化物等。2.1.33设计运行方式(基本负荷、中间负荷，定压、变压运行)；2.1.34锅炉主要承压部件计算寿命。2.2制造厂应向需方提供下列部件的技术规格、图纸、构造说明以及锅炉机组范围内的各种系统图：2.2.1燃烧室(包括尺寸、容积、断面热负荷、容积热负荷、燃烧器区域壁面热负荷、出口烟气温度、燃烧器布置、上排燃烧器与屏式过热器底端距离、炉顶密封结构等)；2.2.2蒸发系统(受热面布置、水冷壁管规格、材料、传热面积、外来蒸汽加热装置等)；2.2.3汽包及内部装置；低循环倍率锅炉的分离器及炉水循环泵；2.2.4直流锅炉的启动旁路系统；2.2.5各段过热器及联箱(布置方式，管子规格、材料、传热面积等)；2.2.6各段再热器及联箱(布置方式，管子规格、材料、传热面积等)；2.2.7过热蒸汽及再热蒸汽调温装置。2.2.8省煤器及联箱(布置方式，管子规格、材料、传热面积等)；2.2.9空气预热器；2.2.10燃烧器、点火器及二次风箱等；2.2.11安全阀，对空排气阀，消音器；2.2.12旁路系统及控制装置；2.2.13构架、刚性梁、护板及炉顶密封构件等；2.2.14楼梯、平台、栏杆；2.2.15保温及耐火材料；2.2.16汽、水管道，烟、风管道及其支吊架、附件；2.2.17阀门及管件，风、烟道的档板、附件、膨胀节等；2.2.18吹灰器及其系统和控制装置；2.2.19锅炉本体所有测量仪表及附件；2.2.20锅炉燃烧室安全检测及保护系统；2.2.21锅炉的除渣、除灰设备等；2.2.22在可行性设计或初步设计阶段应向用户提供大件运输方案；2.3锅炉辅机和附属设备由制造厂成套供货时，应提供所供应的设备和部件的技术规范、构造说明以及参数选择的依据。2.4制造厂应按合同规定提供下列专用机具和备品配件：2.4.1生产和安装用的专用工、机具，专用仪器等；2.4.2安装、试车用的消耗品，调试用的仪器；2.4.3合金钢管及焊条；2.4.4备品、备件、备料，包括第一次定期检修前的易消耗品及所需的更换品；2.4.5易损件、易磨件的制造图。2.5需方(用户)应向制造厂提供订构设备的主要参数(包括机组的功率，主蒸汽及再热蒸汽的压力、温度、排烟温度等)及下列可靠的原始资料。2.5.1煤质资料或原煤煤样：2.5.1.1产地；2.5.1.2矿名；2.5.1.3煤质的类别(可按无烟煤、贫煤、低挥发分煤、高挥发分煤、褐煤分类)；2.5.1.4混煤或掺烧的其他燃料及比例；2.5.1.5煤质分析(包括工业分析和元素分析)，煤的比热，煤的着火温度，燃烧分布曲线，燃尽率和煤焦比表面；2.5.1.6煤的低位发热量，kJ/kg；2.5.1.7煤的可磨系数(哈氏)；煤和灰的磨蚀指标(磨损指数)；2.5.1.8煤的粒度比例、堆积比重；2.5.1.9灰的熔融性(包括在半还原性气氛下的变形温度、软化温度、流动温度、灰渣粘温特性和灰渣高温形态变化特性)；2.5.1.10灰成分数据；2.5.1.11飞灰的比电阻，Ω·cm；2.5.1.12预计煤质可能变化的范围。2.5.2点火和助燃油资料：2.5.2.1种类；2.5.2.2相对密度或重度(15℃和4℃时)；2.5.2.3粘度(15℃和50℃时)或粘温曲线，Pa·s；2.5.2.4低位发热量，kJ/kg；2.5.2.5闪点，℃；2.5.2.6着火点，℃；2.5.2.7凝固点，℃；2.5.2.8流动点，℃；2.5.2.9元素分析。2.5.3天然水品质：2.5.3.1水源；2.5.3.2色(CTCO基准)；2.5.3.3透明度；2.5.3.4pH值；2.5.3.5游离二氧化碳，mg/L；2.5.3.6耗氧量，mg/L；2.5.3.7全固形物，mg/L；2.5.3.8悬浮物，mg/L；2.5.3.9溶解固形物，mg/L；2.5.3.10蒸发残渣，mg/L；2.5.3.11灼烧(750～800℃)减少固形物，mg/L；2.5.3.12钙离子(Ca2+)，mg/L；2.5.3.13镁离子(Mg2+)，mg/L；2.5.3.14钠离子(Na+)，mg/L；2.5.3.15铁铝氧化物(Fe2O3+AI2O3)，mg/L；2.5.3.16铁离子(Fe3+)，mg/L；2.5.3.17铝离子(Al3+)，mg/L；2.5.3.18氯离子(Cl-)，mg/L；2.5.3.19硫酸根离子(SO2-4)，mg/L；2.5.3.20硝酸根离子(NO3-)，mg/L；2.5.3.21碳酸氢根离子(HCO-3)，mg/L；2.5.3.22碳酸根离子(CO2-3)，mg/L；2.5.3.23胶体硅，mg/L；2.5.3.24二氧化硅(SiO2)，mg/L；2.5.3.25全硬度，mmol/L；2.5.3.26碳酸盐硬度，mmol/L；2.5.3.27非碳酸盐硬度，mmol/L；2.5.3.28甲基橙碱度，mmol/L；2.5.3.29酚钛碱度，mmol/L；2.5.4厂址地理、地质及气象条件等：2.5.4.1海拔，m；2.5.4.2厂区地形地貌；2.5.4.3基础土质(上层及2m以下土质)；2.5.4.4计算用地耐力，kPa；2.5.4.5冻土层厚度，m；2.5.4.6附近河流、湖泊、水库水位，最高/最低/平均，m；2.5.4.7大气压力，最高/最低/平均，Pa；2.5.4.8大气温度，最高/最低/平均，℃；2.5.4.9相对湿度，最高/最低/平均，%；2.5.4.10雨量，最高/最低/平均，mm；2.5.4.11雷雨天数，天/年；2.5.4.12最高积雪量，mm；2.5.4.13最大风速(周期、风向)，必要时还应提供高空的最大风速，m/s；2.5.4.14其他特殊气象条件；2.5.4.15地震烈度(按我国12度制)，度、加速度系数。2.5.5锅炉布置方式(室内、露天、戴帽等)。2.5.6环境保护对排放物的要求。2.5.7预计运行方式(包括带基本负荷或调峰运行等)。2.5.8运输条件(包括允许的最大单件长、宽、高和重量等)。3一般规定和要求3.1电站锅炉的蒸发量及其蒸汽参数应符合水利电力部颁发的SD264—88《火力发电厂汽轮机、锅炉、汽轮发电机参数系列》的规定。3.2电站锅炉的设计、制造、安装必须遵守水利电力部颁发的SD167—85《电力工业锅炉监察规程》的规定。3.3电站锅炉机组系统设计应符合水利电力部《电力工业技术管理法规》，SDJ1—84《火力发电厂设计技术规程》的规定。3.4电站锅炉应按需方提供的煤质、灰渣特性、水质、地理及地质资料、气象条件、环保要求、运行方式、运输条件等以及技术协议书的要求进行设计；并符合设计条件及系统正常投运时，保证达到下列性能：3.4.1锅炉蒸发量和参数能在额定值下长期连续安全运行。3.4.2定压运行锅炉，在100%～70%的额定蒸发量时，主蒸汽及再热蒸汽温度能达到额定值。变压运行锅炉在100%～50%的额定蒸发量时，主蒸汽及再热蒸汽温度能达到额定值；其允许偏差对过热蒸汽在±5℃范围内，对再热蒸汽在+5～-10℃范围内。3.4.3当锅炉蒸发量低于第3.4.2条所规定的范围时，主蒸汽及再热蒸汽的温度允许随负荷的降低呈线性下降，但其低限值应由锅炉和汽轮机供货的双方与需方协商确定。3.4.4主蒸汽与再热蒸汽之间的允许温度差，由锅炉和汽轮机供货的双方与需方协商确定。3.4.5在可能运行的各种蒸发量下，各受热面的金属温度应在允许范围内。3.4.6对自然循环锅炉，从启动到最大连续蒸发量范围内应保证水循环可靠。有条件时可加设下联箱加热装置。3.4.7对强制循环锅炉及低循环倍率锅炉，在各种负荷下均应保证水循环可靠，强制循环泵入口不允许产生汽化，制造厂应提供循环泵入口不产生汽化的最大允许降压速度和循环泵运行方式的规定。3.4.8对直流锅炉，在设计压力范围内，启动至最大连续蒸发量运行时应保证水动力工况稳定。3.4.9锅炉蒸汽品质应达到水利电力部颁发的SD165—85《火力发电厂水、汽质量标准》的规定。3.4.10在额定蒸发量下，锅炉效率不低于合同规定的保证值。3.5锅炉在以下条件运行时仍应满足：3.5.1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，蒸发量能满足汽轮机在此条件下规定功率的需要。3.5.2当再热器进口蒸汽参数偏离设计值时(其允许的偏离值由锅炉厂、汽轮机厂和需方协商确定)，锅炉出口再热蒸汽温度应能达到额定值，且保证各段再热器受热面不超温。3.5.3锅炉的设计应能在单台回转式空气预热器投运下运行。3.5.4锅炉实用煤质与设计煤质在表1的变化范围内，锅炉应能达到额定蒸发量和额定蒸汽参数，其保证效率可按修正曲线修正。表1燃料特性允许的变化范围注：1.可燃基挥发分小于8%的无烟煤，煤质允许变化范围另行商定。2.表中各种煤，当其对应的应用基低位发热量低于表中所列数值时，其允许偏差值可适当调整。