中华人民共和国水利电力部标准
燃煤电站锅炉技术条件 SD 268—88
Specifica tion for Power Station Coal Fired Boiler
(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：
2.1.32.1 pH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；
2.5.3.4 pH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(Ca 2+ )，mg/L；
2.5.3.13 镁离子(Mg 2+)，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(Fe 3+ )，mg/L；
2.5.3.17 铝离子(Al 3+ )，mg/L；
2.5.3.18 氯离子(Cl - )，mg/L；
2.5.3.19 硫酸根离子(SO 2-4 )，mg/L；
2.5.3.20 硝酸根离子(NO 3- )，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SD 264—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SD 167—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》
，SDJ 1—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SD 165—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。
3.当灰融点的变形温度下降50℃(比设计煤)时，固态排渣炉仍应不严重
结渣；当灰融点的流动温度比设计煤升高50℃时，对液态排渣炉仍应
保证正常流渣。
3.6 锅炉不投油稳燃最低蒸发量一般应为：
3.6.1 无烟煤锅炉最低为60%～70%额定蒸发量。
3.6.2 贫煤、低挥发分烟煤、褐煤锅炉最低为50%～60%额定蒸发量。
3.6.3 高挥发分烟煤锅炉最低为30%～40%额定蒸发量。
3.7 对以化学除盐水或蒸馏水为补给水的汽包锅炉，其排污率不应超过下列规 定：
3.7.1 凝汽机组1%。
3.7.2 供热机组2%。
3.8 锅炉厂提供的所有设备(包括由锅炉厂配套的辅机)，运行时的噪声应符合 《工业企业噪声卫生标准》的要求。
3.9 锅炉设备在正常运行条件下，当环境温度为25℃时，室内布置锅炉的炉墙 表面温度不超过50℃；露天布置锅炉不超过45℃，散热量一般不超过 290W/m2。
3.10 锅炉在正常运行条件下，大修间隔应能达到2～3年，小修间隔应能达到 半年。
3.11 锅炉在投产第一年内，因制造质量不良而引起的强迫停炉次数；
3.11.1 新型锅炉不多于4次；
3.11.2 定型锅炉不多于2次。
3.12 锅炉主要承压部件设计使用寿命应不少于30年。对易损件的使用寿命，制 造厂应在供货技术条件中予以规定。
3.13 制造厂应根据供需双方商定的运行方式，提供锅炉各主要承压部件寿命消 耗的分配数据或允许的各种启、停及变负荷次数。
3.14 露天布置的锅炉，应根据环境条件采取防冻、防水、防风沙、防盐雾、防 腐蚀和避雷等措施。
4 锅炉的设计和结构
4.1 材料与焊接：
4.1.1 锅炉承压部件和主要承重件(如大板梁、吊杆等)所用的国产及进口钢材应 符合相应的材料标准，材质性能符合使用条件的要求。制造重要承压部件和工作 温度高于450℃的高温承压部件的材料(包括管材、焊条等)，均需有化学成分、 机械性能、许用温度和无损检验合格的证明书；必要时还应有金相组织检验结 果。
制造汽包的钢板还应提供脆性转化温度的数据，每块钢板及焊缝均应经过检 验和100%的无损探伤并提出合格证明书。汽包纵向、环向焊缝应打磨平整。
锅炉各受热面管子的焊缝应进行100%的无损检验，并应有检验合格证明。 出厂前应进行严格检查，不允许有任何异物和焊渣遗留在管内和联箱内。
为防止错用钢材，对所用的合金钢材应有明显标志。
4.1.2 对承压部件的焊接及检验应严格按《电力工业锅炉监察规程》的规定进 行。对锅炉承压件中合金元素差异较大的异种钢焊接，一般应在制造厂内完成， 并应有焊接记录(包括焊前预热、焊接方法、接头型式、电焊条、焊后热处理 等)。
4.1.3 制造厂所采用的焊接工艺应与材质相适应(包括母材、焊条、焊丝、保护气 体等)。任何新工艺必须通过签定试验合格后才能采用。对摩擦焊接应确保质 量，对联箱角焊缝和管子对接焊口应采用氩弧焊打底。
4.1.4 锅炉的受热面各外部连接管接头和联箱管接头，出厂前均应在保证整体尺 寸前提下，根据所需的焊接工艺，做好焊接接口的准备工作，如做好焊接坡口、 清除管接头内外的氧化铁、涂以防腐涂层、装以密封性好不易脱落的封头等。
4.1.5 锅炉汽包及联箱上的排污管、疏水管、空气管、加热管、取样管接头，应 采取加强结构的焊接型式。
4.2 锅炉在运行时，炉墙、汽水管道、预热器及风道等不允许有异常振动。
4.3 锅炉炉顶应采用金属密封结构，制造厂对炉顶吊杆安装方法应在安装说明书 中加以说明，并提供安装接点图和密封板成品，保证吊杆受力合理，炉顶密封良 好。
4.4 锅炉设计时，应没有膨胀中心，对各部件应进行膨胀量计算，并装设膨胀指 示器。
4.5 锅炉下部冷灰斗的设计，应采用不妨碍炉体自由膨胀的良好密封结构；出渣 和碎渣设备应耐磨并安全可靠，节能节水，便于检修，与炉体结合部位应严密。
4.6 锅炉尾部竖井中承压受热面的设计，应根据飞灰的磨损性及灰分的多少对烟 速有所限制，并在布置上采取措施以减轻磨损；管壁厚度可按最大磨损率 0.2mm/年设计；严重磨损部位的防磨板，其使用寿命应不小于一个大修间隔时间 (2～3年)。
4.7 悬吊式锅炉大板梁的挠度不应超过本身跨距的1/850，次梁的挠度不应超过 本身跨距的1/750，一般梁的挠度不超过本身跨距的1/500；回转式空气预热器 的支承大梁的挠度不超过本身跨距的1/1000。
4.8 锅炉汽包：
4.8.1 制造厂应向需方提供制造汽包的各项工艺记录、检验记录等档案副本，并 提供下列文件：
4.8.1.1 水压试验的水质、水温和环境温度；
4.8.1.2 进水温度与汽包壁温的允许差值；
4.8.1.3 启动升温、停炉降温曲线和允许的升温、降温速率的上限值；
4.8.1.4 汽包上、下壁和内、外壁允许的温差值。
4.8.2 汽包内部装置应严密、固定可靠，旋风分离器的顶帽与基体的固定牢固， 防止脱落。
4.8.3 对汽包水室间壁面，下降管孔、进水管孔以及其他有可能出现温差的管孔 应采取防护措施。
4.9 水位计：
4.9.1 汽包水位计应安全可靠，便于观察，指示正确。同一汽包上两端就地水位 计的指示，相互偏差不得大于20mm。
4.9.2 应确定汽包的正常水位，允许的最低水位和最高水位；锅炉在水位计可见 水位范围内运行，应保证蒸汽品质合格和水循环可靠。
4.9.3 额定蒸发量为410t/h及以上的汽包锅炉，应设置高、低水位报警及水位保 护装置；直流锅炉应有断水保护装置。
4.10 安全阀：
4.10.1 锅炉的汽包、过热器、再热器应设有足够数量的安全阀，其要求应符合 《电力工业锅炉监察规程》的规定。安全阀不允许出现拒动作和拒回座，起跳高 度应符合设计值，回座压力不得低于起跳压力的90%。大型锅炉应装设动力排放 阀(PCV阀)。
4.10.2 采用100%的三用阀高压旁路时，其过热器的安全阀可由高压旁路阀代 替。直流锅炉启动分离器的安全阀，排汽能力应大于锅炉启动时的产汽量。
对经常起跳的安全阀和动力排放阀(PCV阀)应加装消音装置。
4.11 燃烧室：
4.11.1 燃烧室的几何尺寸及其参数(包括燃烧室容积热负荷、截面积热负荷、燃 烧器区域壁面热负荷、出口烟温等)和燃烧器的型式、布置方式等，应根据燃用 的煤种及其灰渣的特性来设计，一般应满足：
4.11.1.1 点火方便，燃烧稳定。
4.11.1.2 8小时额定负荷运行时，燃烧室的结渣能用吹灰器吹掉，而不影响锅炉 正常运行。
4.11.1.3 燃烧室空气动力场良好，出口温度场均匀，转向室两侧的烟温差不得超 过50℃，燃烧室的漏风系数在额定蒸发量下不得大于0.05。
4.11.1.4 受热面不产生高温腐蚀。
4.11.1.5 燃烧室出口的烟温，应保证出口以后的受热面不沾污、积灰，或者积灰 时易用吹灰器吹掉。
4.11.1.6 对于液态排渣的燃烧室，应保证不产生严重的析铁和堆渣；锅炉蒸发量 在设计的流渣临界值以上时，排渣应畅通。
4.11.1.7 燃烧室的吹灰器应能随炉体膨胀。
4.11.2 锅炉燃烧室的承压能力，在负压燃烧时，暂按±(3～5)kPa(约300～ 500kgf/m2 )设计。
对引进型锅炉，在燃烧室突然灭火或通风机全部跳闸、引风机出现瞬间最大 抽力时，炉膛烟道、风道及有关设备等的任何支撑部件，均不应产生永久变形。
4.11.3 锅炉燃烧室负压测孔，一般应布置在炉顶下2～3m处；在特殊情况下改 变位置时，应规定出相应的负压值。
4.11.4 燃烧室看火孔的布置应便于运行人员观察炉内各燃烧器出口燃料的着火情 况；燃烧器区域及其他易结渣的部位应设有观测孔、打渣孔及平台；人孔门的布 置应便于检修人员进入各受热面处并设有出入平台。
4.11.5 炉顶应设有专供燃烧室内部检修时装设临时升降机具的预留孔。
4.12 燃烧器：
4.12.1 燃烧器的喷嘴使用寿命应不低于一个大修周期，且便于检修。
4.12.2 燃烧器在热态下，调节装置应灵活可靠，摆动式燃烧器的摆动角度应能达 到设计值。
4.12.3 燃烧器的设计、布置应考虑降低燃烧产物中NOx的措施。
4.12.4 燃烧器与水冷壁采用滑动结合时，应保证燃烧器与水冷壁之间正常的胀差 移动，并应防止漏风。
4.13 各种循环方式的锅炉水冷壁均应进行传热恶化的验算，并要求发生传热恶 化的临界热负荷与设计选用的最大热负荷的比值大于1.25。燃烧室四角外水冷 壁鳍片的连接应有防止因热负荷及管长不同而拉裂水冷壁管的措施。
4.14 UP直流锅炉膜式水冷壁要作管间温差热应力计算，要考虑水冷壁制造公差 引起的水力偏差因素，要合理布置混合器的位置和水冷壁管在联箱上的引入、引 出方式，以保证水冷壁管不会因温差过大而发生变形或裂纹；水冷壁节流圈应便 于检修中检查、更换，并有防止装错位置的措施。
4.15 蒸发量为670t/h及以上的锅炉燃烧室应有火焰检测、防爆保护以及灭火后 自动清扫等功能的安全检测系统。
4.16 蒸发量为670t/h及以上的锅炉应配备可靠的自动点火装置，并采用程序控 制。点火和稳燃用的油喷嘴应保证燃油雾化良好，避免油滴落入炉底或带入尾部 烟道。为降低点火及稳燃用油量，应积极采用预燃室一类的稳燃技术。
4.17 根据燃料特性、燃烧方式及受热面的布置，锅炉应配备足够数量和质量可 靠的吹灰器。吹灰器的喷嘴与受热面的配合应保证吹灰效果良好，且不损伤受热 面(必要时应装设防护板)。蒸发量为410t/h及以上的锅炉吹灰器及其系统应采用 程序自动控制。
4.18 过热器和再热器：
4.18.1 过热器和再热器的设计应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。
4.18.2 各段过热器、再热器应进行水力偏差计算，合理选择热力偏差系数，并据 此进行管壁温度的计算验证。
4.18.3 过热器、再热器两侧出口的汽温偏差应分别小于10℃和15℃。
4.18.4 制造厂应提供各段过热器、再热器管介质出口温度的计算控制指标，温度 测点布置图或测点布置说明。
4.18.5 过热器、再热器管排应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；各管排应固定牢固，防止个别管 子出列过热。易损管件应便于检修和更换。
4.18.6 过热器蒸汽的压降一般应不大于1.5MPa(约15kgf/cm2)；再热器压降一般 大于二次蒸汽系统总压降的50%。
4.18.7 过热器出口联箱至集汽联箱的导汽管应进行热补偿应力的验算。凡与主蒸 汽管道、再热汽管道直接连接的联箱、集汽箱等，均应能承受一定的管道热膨胀 所给予的推力及力矩，具体数值与电力设计单位商定。
4.19 调温装置：
4.19.1 过热器 过热器的调温装置应可靠耐用，调温幅度应达到设计值。采用喷 水减温时，其喷水后的蒸汽温度至少应高于相应的饱和温度15℃。
4.19.2 喷水减温器的防护套筒始端应与联箱可靠连接并保证套筒与联箱的相对膨 胀。引入减温器的进水管在设计时应采取措施，防止减温器产生热疲劳裂纹。
4.20 省煤器：
4.20.1 省煤器的设计应满足本技术条件第4.6条及第4.18.7条关于防止磨损和承 受热膨胀推力的规定。
4.20.2 省煤器应能自疏水，进口联箱上应装有疏水、锅炉充水、酸洗的接管座， 并带有相应的阀门。为保证汽包锅炉省煤器在启动过程中的冷却，应采取必要的 措施。
4.20.3 省煤器入口联箱至汽包间的压降，汽包锅炉应不大于0.4MPa(约4kgf/cm2 )。
4.21 空气预热器：
4.21.1 空气预热器的漏风系数：回转式空气预热器运行一年后应不大于0.12； 管式空气预热器每级不大于0.03。
4.21.2 管式空气预热器受热管子的烟气入口端应装设防磨套管。各种型式空气预 热器的低温段在结构上能便于更换和有防止传热面金属温度低于烟气露点温度的 措施。
4.21.3 回转式空气预热器应装设盘车装置、吹灰器、清洗装置、窥视孔，并应配 有调节径向密封间隙的装置。
4.22 锅炉的配套辅机、阀门：
4.22.1 锅炉的配套辅机、部件应按设计要求择优选用。由锅炉制造厂提供和外购 的辅机、部件应符合相应的行业标准(部标)要求，并由锅炉制造厂保证其制造质 量。
4.22.2 锅炉给水调节门、减温器的喷水调节门应具有良好的调节性能，并附有能 满足自动控制要求的调节特性曲线。阀门关闭后应严密不漏。如有漏流，漏流量 一般不应超过额定通流量的5%。
4.22.3 阀门的驱动装置应与阀体的要求相适应，安全可靠，动作灵活，并附有动 态特性曲线。
4.22.4 所有阀门在出厂时均应达到安装使用条件，用焊接连接的阀门，焊口处应 做好坡口；用法兰联接的阀门，应配以成对的法兰和所需的螺栓、垫片。
4.22.5 过热器出口的主汽门，由全开到全关的时间应小于90s。其安装位置应保 证阀体内不积存凝结水，并设有旁路管和旁路门，主汽门及旁路门均应能远方操 作。
4.22.6 高压球型阀应能不从管道上拆除壳体即能进行完全的维修，阀座应采用合 金材料，允许多次磨合和修整。
4.22.7 锅炉汽包、联箱及相应的管道上应设有供化学清洗、过热器反冲洗和停炉 保护用的管座及取样管座；下降管及水冷壁管联箱的最低点应有定期排污装置， 并配备相应的阀门。
4.23 锅炉各组合件：
4.23.1 制造厂应提供锅炉安装的最佳方案，并向需方供给必要的专用工具；汽 包、大板梁等大部件应自设吊装设施。
4.23.2 锅炉各部件应在运输条件许可的情况下，最大限度地在工厂组装成完整部 件，并做好调整、校正和试验工作。
4.23.3 用高强度螺栓连接的锅炉构架，制造厂应分片进行预组装，以保证总体安 装尺寸的精确度。用焊接组装的锅炉构架，出厂前应控制分段立柱和横梁尺寸， 做好安装焊缝的坡口，避免在工地对接拼装时进行切割和开坡口。
4.23.4 对需要在高空作业的锅炉构架，凡重量超过20kg的接口板、加强板等， 在出厂时应用折页或临时结构固定在应装设的柱梁上，以便安装时能安全、简 便、迅速、正确地就位。
4.23.5 锅炉构架的立柱、横梁及其他大型构件，应在设计和制造中妥善地布置好 运输、起吊(包括吊鼻、绑扎绳扣、保护铁等)及防止变形的临时加强措施，并考 虑有必需的爬梯、操作平台和临时安全拦的生根节点。
4.23.6 水冷壁在设计和制造时，应考虑能单片组件运输，并有吊装时的加固措施 及吊环、单片相互组合时的拉紧装置等。过热器、再热器、省煤器同样应有吊装 时的吊环及加固件。膜式水冷壁出厂前，应在工厂进行试装，以保证整体尺寸不 至超过允许偏差，组装时的纵向焊缝应在鳍片中间，鳍片接缝处应开好施焊的坡 口。
4.23.7 所有承压受热面管排及组件，在出厂前必须经水压试验合格。联箱及汽包 内壁应采取化学或其他方法防锈，进行可靠的防腐处理，并用牢固的封盖封闭。
4.23.8 回转式空气预热器，应在出厂前进行整体组装检查。
4.23.9 吹灰器和点火器装置应在出厂前成套调试合格。
4.23.10 锅炉范围内的管道弯头，特别是低合金钢弯头，制造公差应符合标准， 避免在安装时需强力对口和加热烘烤。
4.23.11 各受热面的布置，要考虑到检查、焊接、换管及使用机械化工具的方 便，减温器的布置应便于抽芯检查和修理。
4.23.12 锅炉本体及系统的设计、制造，应考虑在进行考核验收试验时所需的测 点及装设测试设备的预留孔等。
4.23.13 制造厂应向需方提供锅炉和辅机在制造厂内进行监造和检验的项目及检 验方法的清单，所安排的日程应提前一个月通知需方的驻厂代表。
5 标志、包装、运输和保管
5.1 锅炉设备、器材在出厂前应按JB-1615《锅炉油漆和包装技术条件》的规定 进行净化、涂漆、保护和包装。以保证在发运和保管过程中，不至因多次装卸、 搬运和存放造成损伤变形、腐蚀和散失。对沿海和带腐蚀性气体区域使用的锅炉 设备，在出厂前的防腐处理和包装应采取专门措施。
5.2 每个设备包装件上应有以下标志：
5.2.1 运输作业标志：包括防潮、防振、放置方向、重心位置、绳索固定部位 等。
5.2.2 发货标志：出厂编号，总分编号，发货站，到货站(港)，体积(长×宽× 高)，设备名称，毛重(kg)，净重(kg)，发货单位，收货单位。
5.2.3 设备存放和保管的等级要求。
5.3 装入包装箱的零部件，必须有明显的标记与标签。标明部件号、编号、名 称、数量等，便于认明并与装箱单一致。零部件在包装箱内必须排列紧密，稳妥 固定，以确保在运输和装卸时不产生滑动、撞击和磨损。
5.4 锅炉汽包、受热面、联箱、容器、汽水管道，在发运前应清除内部积水、污 垢和杂物。所有的管口和带螺纹的连接件应牢固的加以封闭。
5.5 回转式空气预热器、膨胀节、燃烧器、电除尘器极板等大型薄壁构件，出厂 发运时，应根据其结构的钢度和装卸要求，采取必要的加强加固措施，防止在运 输过程中挤压损坏。
5.6 设备到达安装现场后，应按《电力工业未安装设备维护保管规程》的规定进 行存放和维护保管。制造厂有特殊保管要求时，应及时向需方提出。
5.7 设备到达安装现场后，供需双方应按商定的开箱检验办法，对照装箱单逐件 清点，进行检查和验收。
6 技术文件和图纸
6.1 制造厂应按第2.1条及第2.2条所提技术规范项目向需方提供相应的技术资 料及图纸。提供的时间应与工程设计、安装进度相适应。提供的份数应根据需方 的要求在供货合同中写明。
6.2 制造厂应及时向电站的设计单位提出锅炉机组范围内的主辅机性能设计数据 及计算书(或汇总表)。各有关系统的计算书，锅炉本体各部件详图，所有系统管 道的施工布置图及接口位置图，各种管道、烟风道等允许承受的推力力矩，辅机 布置图、基础图(包括地脚螺丝图)和保温结构图等。
6.3 设备出厂前，制造厂应及时完整地向需方提供设备和备品的资料文件，一般 应包括：
6.3.1 设备、备品发运和装箱的详细资料、设备和备品存放与保管的技术要求； 运输超重件和超大件的明细表和外形图等。
6.3.2 设备的质量文件：一般应包括材质证件，制造前按规定对材质的检验记 录，焊缝预热焊接、热处理以及最终的检验证件；部件加工质量证件，水压试验 证件，外形尺寸检查证件；组装后的检验证件，锅炉辅机和部套的试验、试运转 和性能试验的证件等。
6.3.3 为安装、运行、维护、检修所需要的详尽图纸和技术文件。
6.3.3.1 锅炉整体总图，各部件的总图和分图，测点布置图；
6.3.3.2 锅炉安装说明书；
6.3.3.3 锅炉设备工地试验和起动调试的工艺要领说明书；
6.3.3.4 锅炉运行说明书；
6.3.3.5 锅炉设备维护检修说明书；
6.3.3.6 各种工况的锅炉热力计算书或汇总表；
6.3.3.7 各种工况的过热器、再热器及烟风系统阻力计算书或汇总表；
6.3.3.8 各种工况的水动力计算书或汇总表；
6.3.3.9 强度计算书；
6.3.3.10 过热器、再热器管子壁温计算书或汇总表；
6.3.3.11 安全阀排汽量计算书和反力计算书；
6.3.3.12 锅炉热膨胀计算书；
6.3.3.13 除渣、除灰水耗量计算书；
6.3.3.14 基础荷重与外形；
6.3.3.15 各接口资料，包括允许承受的推力与力矩；
6.3.3.16 用电设备清单；
6.3.3.17 用水设备清单；
6.3.3.18 各测点分布与保护及其上下限值；
6.3.3.19 其他需要提供的计算资料在技术协议书中予以明确。
7 检查、试验和验收
7.1 新建锅炉的整套启动应按水利电力部《火电施工质量检验及评定标准》的有 关规定，在具备整套试运条件后方可进行。
7.2 锅炉经试运投产后，应在半年内由使用部门为主组织完成调试和考核试验。 在此期间所发生的设备设计及制造质量问题，制造厂应无偿地负责解决。
7.3 定型锅炉投产后考核试验项目，一般应有：
7.3.1 锅炉额定蒸发量及参数试验。
7.3.2 锅炉技术协议所规定的各种负荷下的效率试验。
7.3.3 锅炉最低稳燃(燃煤锅炉应不投油)负荷试验。
7.3.4 制粉及燃烧系统的试验。
7.3.5 锅炉启动特性试验。
7.3.6 变动工况试验。
7.3.7 锅炉热化学试验。
7.3.8 吹灰器性能试验。
7.3.9 其他在技术协议中有特殊注明的试验。
7.4 对新型锅炉的考核试验，除第7.3条规定的项目外应增加：水循环及水动力 特性试验，过热器热偏差试验，汽、水及烟、风系统阻力测定以及技术协议所要 求的试验项目。
附加说明：
本标准由水利电力部电站锅炉标准化技术委员会提出。
本标准主要起草人：高汉襄、郑泽民、黄海涛。
燃煤电站锅炉技术条件
(试行本)
SD 268—88
编 制 说 明
一、编制的必要性和制定过程
随着我国电力工业的迅速发展，国产发电设备日益增多，为使国产锅炉设备 订货的技术协议有章可循，保证设备投产后能在额定工况和变动工况下安全经济 运行，形成可靠的生产能力，由订货部门(需方)按实际情况提出在选购设备时所 要求的技术条件和注意事项，实属必要。借此，也可以促进我国电站设备设计水 平和制造质量的提高。
本标准由水利电力部组织制订。在水利电力部电站锅炉标准化技术委员会提 出初稿后，印发给各有关部门广泛征求意见，并组织电力系统内有关专家和技术 人员进行了多次讨论和修改。本标准明确提出需方在选购设备、招标、订货、监 造和验收时所遵循的标准。如制造部门在某些方面尚不能满足本条件的要求时， 则可在签订供货合同时予以商定。订货部门可以择优选购。
二、本标准的基本依据
除参照国家已颁布的法规、规程和条例外，也采用了国家标准《电站锅炉技 术条件》报批稿中的一些要求，水利电力部《进口大容量火力发电设备技术谈判 指南》中的某些规定，以及近二三年总结新投产大型火电机组存在的较普遍性的 质量问题。
三、主要条款的说明
1.第2.1.2条：单元机组锅炉的蒸发量应满足汽轮机在设计所采用的冷却水 温时和额定蒸汽参数下铭牌功率所需要的进汽量，同时也要满足在夏季冷却水温 度为33℃时汽轮机能发出铭牌功率所增加的耗汽量，以及部件老化和机组运行 时正常所需要的自用蒸汽量等。因此，订货部门所需要的锅炉蒸发量一般为汽轮 机在设计条件下铭牌功率所需进汽量的108%～110%。锅炉蒸发量的具体数值 应由锅炉厂、汽轮机厂、电力设计单位和订货部门共同商定。此蒸发量在锅炉设 计时即为最大连续蒸发量(MCR)，也是本技术条件所称的额定蒸发量。锅炉保证 效率也是在此条件下的保证值。
2.第2.5.1条：供方是依据需方所提供的煤质资料进行锅炉设计的，因此， 需方提供的煤质资料是否有足够的代表性，会直接影响锅炉投运后的各项基本性 能。过去，由于种种原因，有些锅炉在订货时尚无确切的煤质资料，常以假设煤 种订货，致使在运行后出现许多难以补救的问题。为避免这种现象，需方向供方 提供煤质资料时，要特别慎重，力争设计用煤与实际相符，并使提供的煤质资料 能在本技术条件第3.5.4条所规定的允许变化范围之内。
3.第3.4.4条：主蒸汽温度与再热蒸汽温度允许的偏差值，以及负荷低至某 一规定范围后允许主蒸汽及再热蒸汽温度的降低值，会因汽轮机的结构不同而有 不同的要求，但应有明确的规定，并经各方达成协议认可。例如：加拿大萨斯喀 彻温省电力公司在订购一台250MW中间再热机组的锅炉［参数为：13.0MPa(表 压)，540/540℃］时，即向锅炉制造厂提出如下明确要求：
主蒸汽及再热蒸汽温度从最大连续蒸发量至66%额定蒸发量时，应保持额定 汽温值；蒸发量低于66%时，主蒸汽温度允许随蒸发量的降低呈线性下降；但低 至25%额定蒸发量时，主蒸汽温度不应低于465℃。
在任何负荷下，再热蒸汽温度均不应超过主蒸汽温度10℃；在50%～66% 额定蒸发量之间主蒸汽温度减再热蒸汽温度不应超过25℃；低于50%额定蒸发 量时，其差值呈线性关系增加，直至接近零负荷时，不超过150℃。
4.第3.4.10条：目前我国制造部门利用引进技术制造的锅炉设备，其反平衡 的锅炉热损失，除我国以往一般的q2、q3、q4、q5等项损失(没有q6)外，又 增加了一项“没有计算的损失”，这项损失包括：为测量仪表的误差所留的裕 度，难以精确计算出的灰渣物理热损失以及制造厂保留的裕量等。这项损失一般 为1.5%，因此，制造厂所提出的保证效率是100减去上述各项总损失后的效率 值，亦即已经留有一定的裕量。
5.第3.13条：大容量锅炉的主要承压部件，制造厂应根据运行方式(或预计 启、停次数)有使用寿命的计算，以保证锅炉机组在设计使用寿命期内可靠地运 行。
在启动过程中，过热器出口联箱的温度变化最大，在正常运行时，则处于高 温、高压之下，其使用寿命应根据高温蠕变与疲劳的综合影响进行计算；汽包的 运行温度及在启动过程中的温度变化比过热器出口联箱小，其使用寿命主要根据 低周疲劳的影响进行计算。
6.第4.1.1条：大容量锅炉承压部件的焊缝，特别是大量的“器管”制造焊 缝和安装焊缝的爆破、泄漏，是目前影响锅炉机组非计划停用次数多、时间长的 主要原因之一，因此，要求对这些焊缝进行100%的无损探伤检验十分必要，也 是值得的。如果制造厂采用了不能进行无损检验的焊接工艺(如摩擦焊)，则必须 是100%的保证质量，否则应予摒弃。
7.第4.11.1条：我国对煤灰在燃烧室内的结渣特性以及在高温对流受热面上 的沾污积灰特性，目前尚无统一的判别标准。国外的经验，也不完全一致。为此 建议：对已熟悉的煤种，可根据已有的现场经验来选用有关设计数据；对新煤 种，则应进行必要的专门试验并进行综合分析后提出有关数据再与制造厂协商确 定。
8.第4.11.2条：随着锅炉容量的增大，燃烧室壁面在发生灭火或爆燃时，可 能承受的总压力随壁面面积的增加而增大。对负压燃烧的锅炉，当气粉混合物突 然灭火及爆燃时，燃烧室壁面将承受很大的外部压力或内部压力。在设计燃烧室 时，对此压力的估算选用值十分重要。选值大，燃烧室运行较安全，但造价增 加；选值小，则出现上述事故时，将造成设备严重损坏。国内对大型锅炉燃烧室 可承受的设计压力，尚无公认的标准，进口的几台大型锅炉机组所选用的数据差 别也很大。鉴于目前大型锅炉因灭火爆燃而引起燃烧室严重损坏的事故时有发 生，故本条所提出的暂用设计值介乎几台国外进口锅炉机组之间，比习惯用于 中、小型锅炉的数据各有增加。
9.第4.18.6条：二次蒸汽系统(再热蒸汽系统)的总压降，对锅炉机组运行的 经济性有较大的影响。目前进口的几台大型锅炉，其二次蒸汽系统的总压降，一 般在0.4MPa(4kgf/cm2)以内。国产大型锅炉机组(200、300MW机组)多大于此 值，影响机组经济性的提高，本条只提出了对锅炉再热器压降的暂行规定。至于 对二次蒸汽系统的总压降，则应视具体情况并与汽轮机设备协调后提出要求。
10.第4.21.1条：国内习惯以空气预热器烟气侧出、入口过剩空气系数的差 值(即漏风系数)作为漏风指标，英、美等国家则用漏风率作为漏风的指标；随着 由CE公司引进了300、600MW锅炉的制造技术，目前我国锅炉制造厂也开始 采用漏风率指标，此两者在空气预热器烟气侧的换算关系如下：
漏风系数 Δα=α″-α′
式中，α″和α′为空气预热器烟气侧出、入口的过量空气系数。
漏风率=Δα/α′
本条规定回转式空气预热器的漏风系数不大于0.12，如果空气预热器入口 烟气的过量空气系数α′为1.3时，折算成漏风率则为：
0.12/1.3=0.09(或9.0%)
11.第4.22.1条：锅炉的配套辅机和其系统应与主机的要求相匹配。对锅炉 引、送风机的选择，应考虑实际运行时的经济性，尽可能使其常在高效点运行； 制粉系统的选择，除现已有的一些原则要求外，应考虑在部分磨煤机停用时，不 致因排粉机需要掺冷风，而影响锅炉排烟温度过分升高。如目前部分300MW机 组采用中储式制粉系统、钢球磨、乏气送粉，当在一台磨煤机停用时，排粉机要 大量掺冷风运行，使锅炉的排烟温度显著高于设计值。
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