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F355C2-J-01辽宁国电康平发电厂2X600MW机组新建工程亚临界机组改超临界机组初步设计第4卷热机部分说明书东北电力设计院设计证书070001-sj勘察证书070001-kj环评证书甲字1605
1质量管理体系证书0602Q10010R2L辽宁国电康平发电厂2X600MW机组新建工程亚临界机组改超临界机组初步设计第4卷热机部分说明书批准：审核：校核：编制：
2总目录第1卷总的部分第2卷电力系统部分第3卷总图运输部分第4卷热机部分第5卷运煤部分第6卷除灰渣部分第7卷电厂化学部分第8卷电气部分第9卷热工自动化部分第10卷建筑结构部分第11卷采暖通风及空气调节部分第12卷水工部分第13卷脱硫部分第14卷环境保护部分第15卷消防部分第16卷劳动安全及工业卫生第17卷节约用能源及原材料第18卷施工组织大纲部分第19卷运行组织及设计定员第20卷MIS系统第21卷概算部分第22卷主要设备材料清册
31概述81-1设计依据81.2^自fl*••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••81.3设计特点91.4设计范围92燃料132.1煤质资料132.2点火及助燃油163燃烧制粉系统及辅助设备选择163.1•••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••163.2制粉系统及辅助设备选择173.3烟风系统及辅助设备选择193.4制粉、烟风系统主要管道管径选择224热力系统及辅助设备选择244.1热力系统拟定原则244.2热平衡计算成果表244.3主要热力系统及辅助设备选择284.4节约用水及回收工质措施425系统运行方式435.1机组启动条件及启动系统....435.2主辅机设备的可控性435.3机组启动方式445.4机组运行方式445.5机组停用及事故处理（详见主机厂资料要求）445.6机组安全保护及运行注意事项455.7辅助系统的安全保护及运行注意事项47
46主厂房布置486.1主厂房布置原则486.2主厂房主要尺寸486.3汽机房布置496.4除辄框架布置506.5煤仓框架布置506.6锅炉布置516.7炉后布置516.8安装及检修设旅516.9主厂房主要运行、维护通道527辅助设旅537.1空压机室537.2油库区及油泵房537.3启动锅炉房538存在问题54
5图纸目录序号图号图名1F355C2-JB01系统图图例符号2F355c2-JB02锅炉房布置图设备明细表3F355C2-JB03制粉系统流程图4F355C2-JB04风系统流程图5F355C2-JB05烟系统流程图6F355C2-JB06锅炉罐区点火油系统流程图7F355C2-JB07锅炉炉前点火油系统流程图8F355C2-JB08空压机室压缩空气系统流程图9F355C2-JB09仪表用压缩空气系统流程图10F355C2-JB10检修用压缩空气系统流程图11F355C2-JB11服务水系统流程图12F355c2-JB12锅炉启动系统流程图13F355C2-JB13煤仓间及锅炉房零米平面布置图14F355C2-JB14煤仓间及锅炉房运转层平面布置图15F355C2-JB15煤仓间及锅炉房横断面布置图16F355C2-JB16炉后平面布置图17F355C2-JB17全厂平面布置图18F355C2-JB18全厂横断面布置图19F355C2-JT01系统图图例和符号20F355C2-JT02主蒸汽，再热蒸汽及旁路蒸汽系统流程图21F355C2-JT03抽汽系统流程图22F355C2-JT041/2-2/2辅助蒸汽系统流程图23F355C2-JT05给水系统流程图24F355C2-JT06凝结水系统流程图25F355C2-JT071/2-2/2闭式循环冷却水系统流程图25F355C2-JT08开式循环冷却水系统流程图26F355C2-JT09暖风器疏水系统流程图
6序号图号图名27F355C2-JT10主厂房内循环水（胶球清洗）系统流程图28F355C2-JT11空气抽出和凝汽器杂项系统流程图29F355c2-JT12高压加热器疏水放气系统流程图30F355c2-JT13低压加热器疏水放气系统流程图31F355C2-JT14汽轮机润滑油净化、贮存和排空系统流程图32F355C2-JT15大宗气体储存与分配系统流程图33F355C2-JT16汽机房零米平面布置图34F355C2-JT17汽机房中间层平面布置图35F355C2-JT18汽机房运转层平面布置图36F355C2-JT19除氧器层平面布置图37F355C2-JT20汽机房横断面布置图38F355C2-JT21汽机房布置图设备明细表
71概述1.1设计依据1.1.1中咨公司对康平电厂新建工程可研报告的审查意见。1.1.2我院与业主签订的设计合同。1.1.3康平电厂提供的“康平发电厂2X600MW机组初步设计设备选型与系统设置的建议”。1.1.4“中国国电集团公司火电工程初步设计编制原则规定”。1.1.5国电康平发电有限公司2X600MW机组改型座谈会纪要。1.1.6我院完成的康平发电厂初步设计（亚临界机组）。1.2厂址及自然条件1.2.1电厂厂址中国国电集团公司康平电厂位于辽宁省北部康平县境内，距省会沈阳市为120km,距铁岭市75km。1.2.2电厂规模本期工程安装2X600MW国产超临界燃煤机组。1.2.3水文气象条件本区域属温带大陆性季风气候，冬季严寒，夏季炎热。多年平均降水量524.5mm,降水主要集中在6月〜9月，占全年降水量的76.4%,历年暴雨多发生在7月〜8月，一次暴雨常集中在三天。多年平均气温7.3℃o多年平均气温7.3℃多年平均最高气温13.0℃多年平均最低气温2.2℃极端最高气温37.3℃（1997年6月28日）极端最低气温-32.6℃（2001年1月31日）多年平均气压1002.4hpa多年平均年降水量524.5mm最大24小时降水量194.8mm（1997年）多年平均风速4.lm/s多年平均日照时数2813.lh多年平均雷暴日数27.2d最大积雪深度14cm
8最大冻土地深度大于150cm（该站的最大观测深度为150cm）1.2.4地震烈度厂区地震动峰值加速度为0.05g,抗震设防烈度为6度；地震动反应谱特征周期为0.35So1.3设计特点1.3.13.1本期工程为新建坑口电站，建设规模为2X600MW国产超临界纯凝机组,机组年运行小时数为5500小时。1.3.2三大主机已采用招标方式选用哈尔滨锅炉厂有限责任公司、哈尔滨汽轮机厂有限责任公司、哈尔滨电机厂有限责任公司的产品。1.3.3本工程的水源来自沈阳北部污水处理站的再生水，该再生水通过101.8公里输水管线送到电厂围墙外1米。由于采用再生水，凝汽器管束采用不锈钢材质；所有主、辅机设备冷却水采用大闭式系统。1.3.4主厂房采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉四列式布置。主厂房采用钢筋混凝土结构，锅炉构架采用钢结构。汽轮发电机组的机头朝向扩建端，纵向顺列布置。汽机房运转层采用大平台，两机之间设置公用的检修场。本期工程采用一个集中控制楼。1.3.5锅炉采用紧身封闭布置，送风机和•次风机均布置在锅炉后部，引风机布置在电气除尘器后，引风机为室外布置。每台炉采用两台双室五电场静电除尘器，除尘器效率为99.83%。两台炉用一座烟囱。1.3.6锅炉采用中速磨正压直吹式制粉系统，汽水系统除辅助蒸汽系统和服务水系统外均按单元制系统设计。1.4设计范围1.4.1燃烧制粉系统、热力系统等的拟定、管道布置安装设计以及配套设备的选型及安装设计。1.4.2主厂房内热机专业其它系统的拟定、管道布置安装设计、配套设备的选型及安装设计。1.4.3主厂房内热机专业设备的检修起吊设施的选择和安装设计。1.4.4主厂房范围内厂用及仪用压缩空气系统的拟定、管道布置的安装设计、配套设备的选型、安装设计。1.4.5柴油发电机附属系统的拟定、管道布置安装设计、配套设备的选型及安装设计。1.4.6运行和检修用平台扶梯的设计。1.4.7全厂范围内的保温油漆设计。1.4.8主厂房、柴油发电机房的布置设计。1.4.9全厂燃油系统的拟定，管道布置安装设计，配套设备的选型及安装设计。
91.2主机规范1.2.1锅炉：超临界参数变压运行直流本生型锅炉、一次再热、前后墙对冲燃烧、单炉膛、尾部双烟道、采用挡板、喷水调节再热器气温，固态排渣、平衡通风、紧身封闭、全钢构架、全悬吊结构n型。锅炉型号：HG-1900/25.4-YM3锅炉主要热力参数如下表：名称单位BMCRBRLECR过热蒸汽流量t/h1900过热器出口蒸汽压力MPa(g)25.40过热器出口蒸汽温度℃571再热蒸汽流量t/h1613.8再热器进口蒸汽压力MPa(g)4.77再热器出口蒸汽压力MPa(g)4.58再热器进口蒸汽温度℃320.3再热器出口蒸汽温度℃569省煤器进口给水温度℃284预热器出口一次风℃297.8预热器出口二次风℃325.6空气预热器出口（未修正）℃133.9空气预热器出口（修正后）℃129.4计算热效率（按低位发热量）%93.38保证热效率（按低位发热量）%—截面热负荷MW/m24.53
10名称单位BMCRBRLECR容积热负荷kW/m392.07燃烧器区域热负荷MW/m21.73省煤器出口过剩空气系数—1.19注：1.压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压（以后均同）。2.锅炉BRL工况对应于汽机TRL工况、锅炉B-MCR工况对应于汽机VWO工况、锅炉ECR工况对应于汽机THA工况。1.2.1汽轮机：超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。汽轮机具有八级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。汽轮机额定转速为3000r/min。汽轮机型号：CLN600-24.2/566/566型汽轮机主要参数汇总表名称单位TRL工况T-MCR工况VW。工况THA工况名称单位TRL工况T-MCR工况VW。工况THA工况功率MW599.998637.505664.661600热耗率kJkWh7909.47549.47569.17530.2主蒸汽压力MPa(a)24.224.224.224.2再热蒸汽压力MPa(a)4.0984.1294.3483.839主蒸汽温度℃566566566566再热蒸汽温度℃566566566566主蒸汽流量th1797.951797.9519001663.76再热蒸汽流量th1523.791531.451613.81422.81高压缸排汽压力MPa(a)4.5544.5874.8314.266低压缸排汽压力kPa(a)11.84.94.94.9低压缸排汽流量kg/h103839010384401082750978550
11名称单位TRL工况T-MCR工况VW。工况THA工况补给水率%30001.2.1发电机型号：QFSN-600-2YHG型序号名称单位数据或型式1额定容量MVA6672额定功率MW6003最大连续输出洛MMVA7263额定功率因数0.9（滞后）4额定氢压MPa0.45额定电压KV206漏氢（保证值）Nm3/24hW107额定转速R/min30008周波Hz509相数310极数211定子绕组连接方式YY12效率（保证值）%298.98短路比（保证值）20.54瞬变电抗X”26.71%饱和值超瞬变电抗X；21.383%饱和值承担负序能力:稳态I2（标么值）28%承担负序能力：暂态210s电压响应比>3.58倍额定励磁/s13励磁方式机端自并励静止励磁14冷却方式水-氢-氢1.3主要热经济指标
121)汽轮机在热耗保证(THA)工况的热耗值：7530.2KJ/KW.h2)机组绝对效率：47.81%3)锅炉在额定蒸发量时的保证效率：92.7%4)管道效率：99%(估算值)5)发电厂热效率：43.87%6)发电厂全年平均热耗值：7856.34kJ/kwh7)机组发电理论标准煤耗：280.32g/kwh8)厂用电率：6.50%(电气专业提供)9)机组供电理论标准煤耗：299.81g/kwh2燃料2.1煤质资料根据业主提供的煤质资料，本工程燃煤采用辽宁铁法矿劣质烟煤。设计和校核煤种的煤质及灰成份分析见下表设计煤种煤质分析表项目空气干燥基(ad)干燥基(d)收到基(ar)干燥无灰基(daf)焦渣特性水份(M)4.813.22灰份(A)38.3640.2934.97挥发份(M)24.8626.1122.6643.742固定碳(FC)31.9833.5929.1556.26碳(C)43.3245.539.4976.2氢(H)3.033.182.765.32硫(S)11.050.911.76氮(N)0.90.950.821.58氧(。)8.609.037.8315.13二氧化碳(CO/弹筒发热量MJ/Kg17.85高位发热量MJ/Kg17.7418.6316.1731.20低位发热量MJ/Kg17.6315.3029.52
13项目空气干燥基(ad)干燥基(d)收到基(ar)干燥无灰基(daf)焦渣特性SIO260.34CaO1.79TiO20.87AL2O324.24K2O2.46SO30.65Fe2O34.46Na2O0.97MgO2.09P2O5气氛氧化性弱还原性灰变形温度1360灰软化温度1415灰半球温度1440可磨性75校核煤种I煤质分析表项目空气干燥基(ad)干燥基(d)收到基(ar)无灰基(daf)焦渣特性水份(M)5.8614.90灰份(A)33.3035.3730.10挥发份(M)27.2228.9124.6144.742固定碳(FC)33.6235.7130.3955.26碳(C)46.3049.1841.8576.10氢(H)3.163.362.865.20硫(S)1.361.441.232.24氮(N)0.800.850.721.31氧(。)9.229.798.3415.15二氧化碳(CO2)弹筒发热量MJ/Kg19.04高位发热量MJ/Kg18.8920.0717.0831.05低位发热量MJ/Kg18.9716.1429.35SIO258.36CaO2.48TiO20.92AL2O325.09K2O1.92SO31.29F62O36.18Na2O0.99
14项目空气干燥基(ad)干燥基(d)收到基(ar)干燥无灰基(daf)焦渣特性MgO1.58P2O5气氛氧化性弱还原性灰变形温度1350灰软化温度1400灰半球温度1430可磨性74校核煤种n煤质分析表项目空气干燥基(ad)干燥基(d)收到基(ar)「燥无灰基(daf)焦渣特性水份(M)10.913.66灰份(A)38.0042.6536.82挥发份(M)23.1826.0222.4645.362固定碳(FC)27.9231.3427.0654.64碳(C)38.2442.9237.0674.83氢(H)2.282.562.214.46硫(S)0.750.840.731.47氮(N)1.121.261.092.19氧(。)8.219.798.4317.04二氧化碳(CO#弹筒发热量MJ/Kg15.44高位发热量MJ/Kg15.3517.2314.8830.04低位发热量MJ/Kg16.7014.1128.64SIO260.16CaO1.8TiO20.85AL2O321.54K2O2.38SO30.77F62O35.68Na2O1.06MgO1.31P2O50.50气氛氧化性弱还原性灰变形温度1260
15项目空气干燥基(ad)干燥基(d)收到基(ar)干燥无灰基(daf)焦渣特性灰软化温度1320灰半球温度1350备注小康煤2.1点火及助燃油点火及助燃油采用0号轻柴油。电厂来油采用汽车运输。油质的特性数据见下表：项目单位平均值粘度(20C)°E1.2-1.67含硫量S%0.23机械杂质无低位发热量kj/kg41031~41870水份痕迹闭口闪点℃265凝固点℃0比重kg/m30.8173燃烧制粉系统及辅助设备选择3.1燃料消耗量根据煤质分析资料，本期2台600MW机组，锅炉耗煤量见下表:BMCR工况项目小时燃煤量(Vh)日燃煤量(Vd)年燃煤量(Va)1X600MW设计煤种350.927018.41930060校核煤种I32064001760000校核煤种II391.6783221538002X600MW设计煤种701.8414036.83860120
16校核煤种1640128003520000校核煤种II783.2156644307600锅炉燃煤量的计算原则：a、年利用小时数按5500小时计算；b、平均日运行小时数按20小时计算；3.1制粉系统及辅助设备选择3.1.1燃烧及制粉系统配置烟风及制粉系统图见图F355C-JB03〜JB05。设计煤质的干燥无灰基挥发份为43.74%,收到基水分为13.22%,哈氏可磨系数为75,制粉系统适于采用中速磨煤机、正压直吹式制粉系统，每台锅炉配6台中速磨煤机，其中一台备用。5台磨煤机运行可满足BMCR工况运行的要求，锅炉采用前后墙对冲燃烧，前后墙各三层燃烧器，每层5个燃烧器。每台磨煤机引出5根煤粉管道连接到锅炉同一层燃烧器，根据锅炉负荷的变化可以停用任何一台磨煤机和对应的燃烧器。每台锅炉配6台电子称重皮带给煤机，5台运行••台备用。每台锅炉配2台定速、电动、轴流式、动叶可调一次风机。每台锅炉配2台定速、电动、轴流式、动叶可调送风机。每台锅炉配2台定速、电动、轴流式、静叶可调吸风机。每台锅炉配两套一次风暖风器、两套二次风暖风器及其附件。每台锅炉配2台效率为99.83%的双室五电场静电除尘器。烟风系统采用平衡通风方式，空气预热器为三分仓双密封回转再生式空气预热器，由于康平电厂所属地区多年平均最低气温2.2C,极端最低气温-32.6C,为避免预热器冷端低温腐蚀，在空气预热器一次冷风、二次冷风的进口处均加装暖风器，以提高空气预热器进口风温。3.1.2制粉系统的设备选择3.1.2.1原煤斗每台炉设置6只钢制原煤斗，每只煤斗的有效容积为680m3,5只钢煤斗的储煤量可满足BMCR工况设计煤种8小时，6只钢煤斗的储煤量可满足BMCR工况校核煤种10.5小时的耗煤量。3.1.2.2给煤机每台炉配6台电子称重皮带式给煤机，每台磨煤机配一台，出力10~100t/h,
17满足磨煤机低负荷时能连续运行的要求。5台给煤机应满足锅炉在BMCR下的出力要求，每台给煤机裕量不少于每台磨煤机最大计算出力的10%,精度±5%,采用变频调速电机，在进口和出口均设置断煤监控装置。3.1.1.1磨煤机每台锅炉共设置6台中速磨煤机。5台运行，1台备用。中速磨煤机的出力应有备用裕量，在磨制设计煤种时，除备用外的磨煤机总出力（考虑10%出力降低系数）不小于锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的110%。在磨制校核煤种时，6台磨煤机运行，不设备用。其总出力满足锅炉最大连续蒸发量时的所需燃煤消耗量。5台磨煤机在磨制设计煤种时，磨煤机总出力（考虑10%出力降低系数）为锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的110%。符合《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000的要求。磨煤机技术数据表名称单位技术数据磨煤机型式HP1063磨煤机台数台6煤种—设计煤质校核煤质I校核煤质II哈氏可磨度HGI—7574磨损系数Ke一煤粒尺寸mm全水分Mar%13.2214.9012.50空气干燥基水分Mad%4.85.8610.9磨煤机出力磨煤机最大出力t/h93.4磨煤机保证出力（R90=18%）t/h84.06磨煤机单位电耗kWh/t7.4负荷—BMCRTHA75%THA50%BMCR工况——设计煤质燃煤量t/h350.92316.4241.6169.97磨煤机运行数量—5543磨煤机计算出力t/h70.1863.2860.456.66环境温度℃20202020磨煤机负荷率%75.167.864.760.7磨煤机通风量t/h113.64109.67108.11106.09
18磨煤机入口一次风温度℃256253249238密封风量Kg/s1.11.11.11.1磨煤机电机额定功率kW700煤粉细度R90%18煤粉水分%4.8磨煤机出口混合物温度℃6868686868磨煤机最大阻力Pa40003.1烟风系统及辅助设备选择烟风系统按平衡通风设计。空气预热器采用容克式三分仓，分成一次风、二次风和烟气系统三个部分。三分仓空气预热器配有主驱动交流电机，备有驱动交流电机和低速空气马达，并设有停车报警系统。每台空气预热器均设有热电偶火灾报警、轴承油温报警及消防设施。空气预热器设有伸缩式吹灰和水冲洗系统，并配有空气预热器检修所需的装置。空气预热器运行后漏风率不大于6%,在运行一年以后不大于8%。3.3.1一次风系统该系统主要供给磨煤机干燥燃煤和输送煤粉所需的热风、磨煤机调温风（冷风）。系统内设2台50%容量的动叶可调轴流式一次风机，其进口装有消声器。为使两台一次风机出口风压平衡，空预器出口的热一次风和调温用的冷一次风均设有母管。为防止环境温度较低时空气预热器冷端腐蚀，进入空气预热器的一次风机入口装设暖风器。每台锅炉配置2台一次风机，其选择符合《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000的要求。一次风机的风量包括锅炉在最大连续蒸发量时所需的一次风量、磨煤机和给煤机的密封风量和锅炉厂保证的空气预热器漏风量（烟气侧8%）。TB点流量裕度为40%TB点压头裕度为30%3.1.1二次风系统该系统供给燃烧所需的空气。设有两台50%容量的动叶可调轴流风机，其进口装有消声器。为使两台风机出口风压平衡和运行灵活，在风机出口风门后设有联络风管。在空气预热器风门后设有联络风管，使出口热二次风风压平衡和运行灵活。为防止环境温度较低时空气预热器冷端腐蚀，进入空气预热器的二次风机入口装设暖风器。每台锅炉配置2台送风机，其选择符合《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000
19的要求。送风机的风量包括锅炉燃用设计煤质锅炉在最大连续蒸发量时所需的二次风量和燃烬风量，以及锅炉厂保证的空气预热器漏风量（烟气侧8%）。TB点流量裕度为10%TB点压头裕度为15%3.1.1火焰检测冷却风系统火焰检测冷却风系统设两台火焰检测冷却风机，为火焰检测探头提供冷却风。3.1.2烟气系统该系统是将炉膛中的烟气抽出，经过尾部受热面、空气预热器、静电除尘器和烟囱排向大气。在除尘器后设有两台50%容量的轴流式静叶可调引风机。为使单台引风机故障时，除尘器不退出运行，在两台除尘器出口烟道上设有联络管，每台引风机入口设有挡板门。除尘器阻力为不大于200Pa,漏风率为不大于2%。正常运行时，联络管也起平衡烟气压力的作用。两炉合用一座烟囱，在吸风机出口装有严密的挡板风IJ»作隔离用。3.1.3密封风系统该系统供磨煤机、给煤机的密封风。每台炉设两台密封风机，采取从一次风机出口冷风道上吸风方式。密封风机由磨煤机制造厂家配套提供。3.1.4辅助设备选择3.1.4.1一次风机每台锅炉配两台50%容量的一次风机。一次风机选用动叶可调轴流式风机，风机入口设有消音器。动叶可调轴流风机运行效率高，检修方便。一次风机的参数汇总见下表:工况煤种TB工况B-MCR工况项目设计煤种设计煤种
20工况煤种项目TB工况B-MCR工况设计煤种设计煤种风机入口体积流量(m3/s)138.896.9风机入口空气温度(C)2620入口空气密度(kg/m3)1.1491.175风机出口全压(Pa)1536711821电动机功率(kw)27003.1.1.1送风机每台锅炉配两台50%容量的送风机。送风机选用动叶可调的轴流风机，风机入口设有消音器。动叶可调轴流风机运行效率高，检修方便。送风机的参数汇总见下表：工况煤种项目TB工况B-MCR工况设计煤种设计煤种风机入口体积流量(m3/s)221.6197.2风机入口空气温度(C)2320入口空气密度(kg/m3)1.181.175风机出口全压(Pa)6053.95264.2电动机功率(kw)18003.1.1.2吸风机每台锅炉配两台50%容量的吸风机。吸风机选用静叶可调轴流式风机，该型式风机虽然效率略低于动叶可调轴流风机，但对烟气中含尘量的要求比动叶可调轴流风机要低，耐磨性能好，检修维护方便。吸风机的参数汇总见下表:工况煤种项目TB工况B-MCR工况设计煤种设计煤种风机入口体积流量(m3/s)520432工况煤种TB工况B-MCR工况
21项目设计煤种设计煤种风机入口空气温度(C)144.4129.4入口空气密度(kg/m3)0.8280.867风机出口全压(Pa)56294503电动机功率(kw)38003.1.1烟囱本期工程两台锅炉合用一座烟囱，烟囱高210米、出口内径9.3米。3.1.2锅炉尾部低温防腐措施为防止空气预热器低温段的腐蚀，在每台空气预热器一次风机、二次风机进口风道上均安装暖风器。蒸汽来源于四段抽汽经减温减压后供给暖风器(辅助蒸汽备用)。暖风器的计算条件为：吸风温度(当地冬季采暖温度)：-19℃。换热计算蒸汽压力：0.8MPa,蒸汽温度：250C。强度计算蒸汽压力：1.4MPa,蒸汽温度：350℃o暖风器出口风温：・次风26C；二次风23℃。一次风暖风器为2片并联，换热面积为：445m2二次风暖风器为4片并联，换热面积为：985m2暖风器疏水经暖风器疏水箱、疏水泵进行回收。3.2制粉、烟风系统主要管道管径选择制粉、烟风系统介质流速及管道通流断面选择见下表:序号名称温度(℃)风量(m3/h)管道规格(mm)管道截面积(mV计算流速(m/s)推荐流速(m/s)
221一次风机吸风道263003852200x3600x57.9210.5410-122一次风机出口风道263003853250x2400x57.810.7010-123冷一次风道联络管2690115.51600x1500x52.410.4310-124热一次风道297.8388639.62410x2200x65.3020.3615-255热一次风道支管297.8155455.81800x1200x62.1619.9915-256调温风（含密封风）母管26511851200x11001.3210.7710-127调温风管支管2620474800x7000.5610.1610-128磨煤机入口温风道273176404.71800x1200x62.1622.6815-259送粉管道681088640)580x100.26425.8922-2810密封风母管2626516.7①720x50.4117.9613-2511密封风支管265303.3①325x50.08317.7613-2512送风机吸风道23667116.14600x3800x517.4810.6010-1213二次风空预器进口风道23667116.14390x4000x517.5610.5510-1214冷二次风道联络管23200134.81800x3000x55.410.310-1215热二次风道325.61345624.44000x5000x52018.6915-2516热二次风道联络管325.6807374.64000x3000x51218.6915-2517空预器出口烟道124.414484439500x3800x636.111.1510-1518除尘器入口烟道124.4724221.54400x4000x617.611.4310-1519除尘器出口烟道121.47409224400x4000x617.611.6910-1520除尘器出口联络烟道121.4444553.23000x4000x61210.2910-1521吸风机入口烟道121.414818444766x7000x633.3612.3410-1522吸风机出口烟道121.414818445000x6600x63312.4710-1523吸风机出口合烟道121.4296368810000x6600x66612.4710-153.1点火燃油系统本工程点火及助燃油采用0号轻柴油。锅炉点火方式：锅炉采用两级点火，即高能电火花点燃轻油，然后点燃煤粉。每炉配30只机械雾化油枪，即前后墙各3层，每层各5支。每支油枪的出力为1300kg/ho锅炉点火油枪及炉前油系统由锅炉厂设计并成套供货，采用机械雾化。注：目前电厂决定采用等离子点火系统，即将锅炉前墙和后墙的底层10
23支燃烧器改造为等离子点火煤粉燃烧器，该燃烧器后端装有等离子点火器，在锅炉点火启动阶段，点火器产生的等离子电弧可将通过燃烧器的煤粉直接点燃；在锅炉高负荷运行阶段，该燃烧器可作为正常主燃烧器使用，不会对锅炉性能造成影响。这样改造的优点为现场改造工作量较小，锅炉及磨煤机在点火过程中的控制方式比较简单，锅炉启动过程中利用下层磨煤机及等离子点火系统即可完成锅炉启动、汽轮机冲车、发电机并网并带电负荷，此时炉膛温度已达到较高水平，即使不投入燃油也可启动其它磨煤机继续升负荷，使机组达到较好的节油效果。本系统考虑有消防灭火措施。在机组启动前及检修期间，都进行压缩空气吹扫，并留有蒸汽吹扫接口，防止管道内积油引起火灾，同时锅炉房燃油管道的全部范围内（包括燃烧器区域）设有消防水管道，锅炉房各层设有一定数量的消防栓。4热力系统及辅助设备选择4.1热力系统拟定原则本期工程热力系统中除辅助蒸汽系统为母管制外，其它系统均采用单元制系统。4.2热平衡计算成果表汽轮发电机组在各种工况下的热平衡计算见下表。机组THA工况热平衡计算成果表工质来源数量单位使用地点数量锅炉过热器出口1663.76t/h汽机高压缸进汽1663.76汽机高压缸排汽1539.36t/h锅炉再热器入口1422.812号高压加热器116.551级抽汽93.67t/h1号高压加热器93.67锅炉再热器出口1422.81t/h汽机中压缸进汽1422.813级抽汽69.09t/h3号高压加热器69.09汽机中压缸排汽（4级抽汽）1359.55Vh给水泵汽轮机80.95除氧器76.55低压缸进汽1202.055级抽汽85.83t/h5号低压加热器85.836级抽汽41.17t/h6号低压加热器41.177级抽汽48Vh7号低压加热器488级抽汽49.16t/h8号低压加热器49.16凝结水泵出口水量1286.18Vh除氧器1286.18
24工质来源数量单位使用地点数量给水泵出口水量1663.75Vh经过1、2、3号高压加热器至锅炉省煤器入口1663.75机组VWO工况热平衡计算成果表工质来源数量单位使用地点数量锅炉过热器出口1900Vh汽机高压缸进汽1900汽机高压缸排汽1751.82Vh锅炉再热器入口1613.82号高压加热器138.021级抽汽113.59Vh1号高压加热器113.59锅炉再热器出口1613.8Vh汽机中压缸进汽1613.83级抽汽80.01Vh3号高压加热器80.01汽机中压缸排汽（4级抽汽）1540.32999Vh给水泵汽轮机104.88除氧器89.83999低压缸进汽1345.615级抽汽99.57Vh5号低压加热器99.576级抽汽47.72Vh6号低压加热器47.727级抽汽55.57Vh7号低压加热器55.578级抽汽60.67Vh8号低压加热器60.67凝结水泵出口水量1453.72Vh除氧器1453.72给水泵出LI水量1900.01Vh经过1、2、3号高压加热器至锅炉省煤器入口1900.01
25汽轮机特性数据工况VWOTMCRTRLTHA75%THA定/滑50%THA定/40%THA定/滑30%THA定/滑高加全切厂用汽汽轮机功率(MW)664.661637.505599.998600450300240180600.004600.001机组净热耗值(kJ/kWh)7569.17549.47909.47530.27675.77640.38037.67973.18288.78220.88560.4017757.87800.9主蒸汽压力(MPa(a))24.224.224.224.224.219.124.1912.724.1910.198.95001624.224.2再热蒸汽压力(MPa(a))4.3484.1294.0983.8392.8832.8611.9821.9571.6251.6051.2383.9973.903主蒸汽温度(℃)566566566566566566566566566566566566566再热蒸汽温度(℃)566566566566566566555555543543530566566主蒸汽流量(t/h)19001797.951979.951663.761215.991207.36816.92807.25667.17658.22504.751467.921735.11再热蒸汽流量(t/h)1613.81531.451523.791422.811058.191052.4723.83717.87595.74590.13456.061449.321458.34
26工况VWOTMCRTRLTHA75%THA定/滑50%THA定/滑40%THA定/滑30%THA定/滑高加全切厂用汽背压(KPa(a))4.94.911.84.94.94.94.94.94.94.9主机排汽流量(t/h)1182.751038.441038.39978.55765.51762.41550.51547.3462.74459.88365.11058.4910.53小机排汽流量(t/h)104.8894.16111.9880.9543.5643.1620.3920.1314.0713.828.4962.5288.92补给水率(％)0030000000高加出口给水温度(℃)284280.4280.1275.4256.7256.9234.6235.1223.8224.6211.2189277.2
274.1主要热力系统及辅助设备选择4.1.1主蒸汽、再热蒸汽及旁路蒸汽系统主蒸汽系统和再热（热）蒸汽系统：主蒸汽和再热（热）蒸汽管道，均采用2-1-2连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。主蒸汽管道和热再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，然后汇成--根母管，到汽轮机前再分成两根支管分别接入高压缸和中压缸左右侧主汽关断阀和再热关断阀。再热（冷）蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在高排止回阀的上游汇成一根管，到锅炉前再分成两根支管分别接入再热器入口联箱。从冷再热蒸汽管道上接出一路作为给水泵汽轮机的高压汽源，当机组低负荷时，给水泵汽轮机由高压汽源供汽，当正常运行时，该汽源作为备用。在该管道上设有疏水点，经过疏水阀接入凝汽器。冷再热蒸汽管道上还接出两路分别至二号高压加热器和辅助蒸汽系统，作为二段抽汽用汽和辅助蒸汽系统的备用汽源。主蒸汽和冷再热蒸汽均设有向轴封系统供汽的管道，冷再热蒸汽管道还设有接收汽机本体门杆漏气的管道。为了在过热器和再热器进行水压试验时隔离主蒸汽和再热蒸汽管道，在主蒸汽、再热（冷）、再热（热）管道上分别设有水压试验隔离装置，除主蒸汽管道上的水压试验隔离阀外，其余均由锅炉厂提供。在高压缸排汽总管的端头有蒸汽吹扫接口，以供在管道安装完毕后进行吹扫，在管道吹扫完成后用堵头堵死。旁路蒸汽系统：根据锅炉性能要求，旁路容量为30%BMCR,高压旁路、低压旁路布置在汽机房内，满足机组快速启动需要，以便增加电网的稳定性，同时可以回收工质。高压旁路从主蒸汽管道接出，经高压旁路阀后接至再热冷段蒸汽管道，减温水来自高压给水系统。低压旁路从再热（热段）蒸汽管道接出，经低压旁路阀后接入凝汽器。减温水来自凝结水系统。主蒸汽、再热蒸汽及旁路蒸汽系统流程图参见F355C2-JT02图。该系统主要管道材料按如下选用：序号名称管道规格管道材质1主蒸汽管道主蒸汽支管ID304.8X57A335P91主蒸汽总管ID419.1X75A335P912再热蒸汽热段
28序号名称管道规格管道材质再热热段支管ID647.7X26A335P91再热热段总管ID914X34A335P913再热蒸汽冷段再热冷段支管0D711X19.05A672B70CL32再热冷段总管OD965.2X27A672B70CL324高压旁路高压旁路阀前管道ID216X41A335P91高压旁路阀后管道OD610X17.5A691Gr2-1/4CrCL22OD610X17.5A672B70CL325低压旁路低压旁路阀前管道ID647.7X26A335P91低压旁路阀前支道ID432X20A335P916低压旁路阀后管道OD720X8A691Gr2-1/4CrCL22OD720X8Q235-A（国内采购）4.1.1抽汽系统汽轮机具有八级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向两台给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统供汽和锅炉暖风器供汽。二级抽汽来自于再热（冷）蒸汽管道。五、六、七、八级抽汽供汽至五、六、七、八号低压加热器，同时五段抽汽还供生水加热器用汽。为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。在四级抽汽管道上所接设备较多，且有的设备还接有其他辅助汽源，为防止汽轮机甩负荷或除氧器满水等事故状态时水或蒸汽倒流进入汽机，故多加一个气动止回阀，且在四段抽汽各用汽点的管道上亦均设置了一个电动隔离阀和止回阀。按ASME标准为防止汽轮机进水，本系统设计有完善的疏水系统。抽汽系统流程图见F355C2-JT03图。抽汽系统主要管道材料按如下选用:流量（t/h）规格流速（m/s）材料
29一段抽汽管道113.59OD219x1237.4420二段抽汽管道138.02OD325x1324.6920三段抽汽管道80.01OD325x1340.8415CrMoG四段抽汽总管221.94OD720x1437.0520四段抽汽至除氧器83.0200480x1231.9220四段抽汽至小机供汽（母管）88.92OD480x1234.1920四段抽汽至小机供汽（支管）44.46OD325x837.2320五段抽汽管道（母管）99.57OD630x944.62Q235-A五段抽汽管道（支管）41.5OD426x741.03Q235-A六段抽汽管道（母管）47.72OD720x1143.42Q235-A六段抽汽管道（支管）23.86OD529x840.2Q235-A4.1.1辅助蒸汽系统本工程辅助蒸汽系统为母管制系统，每台机组设一个0.8-1.3MPa（a）辅汽联箱，每台机组的辅汽联箱之间设有联络管，其中一个辅汽联箱与邻机的辅汽联箱通过①325x7.5管道连接，之间设电动隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。本系统主要汽源来自再热冷段、汽机四级抽汽及启动锅炉来汽。本期工程的启动汽源来自本期启动锅炉，蒸汽参数为：＞1.2MPa（a）,250C。机组启动时，全部辅汽由启动锅炉蒸汽系统提供，随着机组负荷上升，当汽机再热冷段蒸汽参数达到一定值后，切换由汽机再热冷段向辅汽系统供汽；当四级抽汽参数上升至一定值后，辅汽联箱切换由汽机四级抽汽提供。机组正常运行期间，辅汽联箱汽源由主汽轮机四级抽汽供汽，其工作压力随汽轮机四级抽汽压力变化而变化，当四段抽汽压力低于0.8MPa（a）或机组甩负荷时，可由汽机再热冷段蒸汽通过压力调节阀减压后向辅助联箱供汽。辅助蒸汽系统流程图见F355C2-JT041/2-2/2图。辅助蒸汽用汽量、供汽量见下表。
30序号项目名称用汽参数启动Vh运行Vh甩负荷t/hMpa.(a)℃—■用汽项目1除氧器0.8250291152暖通用汽（冬季）0.3823333*3333*3汽机及小机轴封用汽0.8250〜6〜124磨煤机蒸汽灭火0.82503*13*13*5给煤机蒸汽灭火0.82502*2*2*6煤斗消防用汽0.82502*2*2*8油区加热用汽0.82503*3*3*9小机调试用汽0.83506*10锅炉暖风器0.8250454511锅炉等离子点火0.82506（如果有）合计8078127二供汽项目1再热冷段3.9183271271五段抽汽0.3479230382四段抽汽0.8434337403启动锅炉来汽〜1.2250合计78127三收支平衡满足满足注：隼卧的用户可以错开时间，启动前或甩负荷后用汽，其用汽量不计入合计。4.1.1给水系统4.1.1.1给水系统采用单元制，每台机组配置二台50%B-MCR容量的汽动给水泵，一台30%B-MCR容量的电动调速给水泵作为启动和备用泵。每台汽动给水泵有一台定速电动机拖动的前置泵。汽动给水泵与前置泵不考虑交叉运行。电动给水泵采用调速泵，其刖置泵与主泵用同一电机拖动。两台汽动给水泵和电动给水泵上各自带有返回除氧器的最小流量再循环阀，每台泵配有流量喷嘴，以便进行最小流量再循环控制，喷嘴位于前置泵出口与给水泵入口之间的管道上。给水泵出口母管提供高旁减温水和过热器减温水，给水泵中间抽头提供再热器减温水。
31省煤器进口的给水管路上设有止回阀和电动闸阀。本工程给水系统中三台高压加热器采用大旁路系统，旁路管道由3号高加入口前三通阀接出，在1号高加出口电动闸阀后接入，具有系统简单，阀门少，投资节省，运行维护方便等优点。本系统流程图见F355c2-JT05图。4.1.1.2给水系统主要设备技术规范（1）给水泵汽轮机型式：双汽源、单缸、单流、单轴、纯凝汽式、下排汽；台数：2台（每台机组）；运行方式：变参数、变功率、变转速；最大连续功率：-11000KW；安装方式：独立底盘：工作汽源：四段抽汽（在主机THA工况时）；压力:1.136MPa（a）；温度：369.9℃；流量：52.44t/h；备用汽源：冷再热蒸汽。（2）汽动给水泵汽动给水泵：（2）汽动给水泵汽动给水泵：台数：2台（每台机组）：入口流量：1040Vh；扬程：3255mo汽动给水泵前置泵：台数：2台（每台机组）；流量：1040t/h；
32扬程：电动机:141m；485kW,6000V（3）高压加热器高压加热器参数见下表（每台机组）：3台全容量的卧式高压加热器有效面积分别为（暂定）：1号高压加热器：2345m2；2号高压加热器：2045m2；3号高压加热器：1480m2。（4）该系统主要管道材料按如下选用:名称管道规格管道材质1主给水管道（关断门前）汽泵支管OD355.6X45WB36电泵支管OD273X36WB362主给水管道（关断门后）汽泵支管OD355.6X40WB36电泵支管OD273X30WB36给水母管OD508X55WB364.3.5凝结水系统4.3.5.1凝结水系统设两台100%容量立式定速凝结水泵，四台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式除氧器，一台300m3凝结水贮水箱和两台凝结水输送水泵，凝结水精处理采用中压系统。除氧器有效容积为235m3,相当于约7.42分钟的锅炉最大给水量。轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环系统至凝汽器。每台机组设有一台300m3的凝结水储存水箱和两台凝结水输送泵，为凝结水系统提供补水和启动注水，并作为凝汽器热井水位控制的储水和补水容器。同时也用于闭式循环冷却水系统启动注水和补水、锅炉充水等。本系统还向部分系统提供减温水。相邻两台凝结水储存水箱之间设置一根联络管，并设有隔离门，正常运行时相互隔断。
33凝汽器为单流程、双背压、双壳体、表面式。凝汽器可以接受主机排汽、小汽机排汽、本体疏水以外，还具有接受低压旁路排汽、高、低加事故疏水、除氧器溢流水及锅炉启动疏水的能力。其喉部内设置有7号、8号两个低加和低压旁路的三级减温减压器。凝结水系统流程图见F355C2-JT06图。4.3.5.1凝结水系统主要设备技术规范(1)除氧器(暂定)型式：内置式数量：1台(每台机组)除氧器水箱有效容积：235m3除氧器额定出力：1900t/h除氧器运行参数：除氧器各抽汽参数和各工况运行参数详见汽机热平衡图。除氧器最高工作温度：3699C除氧器进口水温：145c除氧器出口水温：185.1℃(2)凝汽器凝汽器参数见下表:序号项目单位数据1凝汽器的总有效面积m2380002抽空气区的有效面积m225203流程数/壳体数1/24VWO工况循环水带走的净热kJ/s7006205传热系数W/m2.℃29986循环水流量m3/h696807管束内循环水最高流速m/s2.28冷却管内设计流速m/s2.19清洁系数0.910VWO工况循环水温升℃9.51
34序号项目单位数据11凝结水过冷度℃(0.512凝汽器设计端差℃3.1313水室设计压力MPa.g0.414壳侧设计压力MPa.g-0.1~0.215凝汽器出口凝结水保证氧含量函2016管子总水阻kPa4917凝汽器汽阻kPa0.118循环倍率（设计工况）5519水室重量（每个）kg1158020凝汽器净重kg84900021凝汽器重量（运行时）kg152000022凝汽器重量（满水时）kg2780000以上数据仅供参考（3）凝结水贮水箱水箱容积：300m3型式：立式数量：1台（每台机组）凝结水泵（暂定）数量：2台（每台机组）：流量：1594t/h；扬程：338M；电动机：2000kW,6000Vo，凝结水输送泵流量：360m3/h扬程：100mH20数量：2台（每台机组）（6）低压加热器数量（每台机组）：低压加热器参数见下表:低压加热器参数见下表:
35序号项目#5低加#6低加#7低加#8低加1压力降管侧压力降(MPa)0.08.0.080.080.08壳体压力降(MPa)0.0350.0350.0350.0352设计管内流速(m/s)2.12.12.12.1管内最大流速(m/s)2.32.32.32.33有效表面积(rr^)141811062X7202X820每段有效表面积(rr^)1321462X1202X1944换热率(kJ/hr)5总换热系数(kJ/hr-C.m2)131381274712334118226加热器壳侧设计压力(MPa)0.590.590.590.59设计温度(C)3001509090试验压力(MPa)0.90.90.90.9壳侧压力降(MPa)0.0350.020.0120.017加热器管侧设计压力(MPa)4444设计温度(C)1501259090试验压力(MPa)6666管侧压力降(MPa)0.080.0660.0680.0718净重(kg)312912723148999壳体净重(kg)110189178.821559管束与管板净重(kg)168041398322160运行荷重(kg)395113500459121充水荷重(kg)442464123766374以上数据仅供参考（7）轴封加热器（每台机组）：轴封加热器参数见下表：型式卧式管壳式冷却表面积m2150冷却水流量t/h1364
36管子尺寸（外径义壁厚）OmmXmm025x1管子根数根487传热系数W/m2•℃337管阻Mpa(g)0.019设计压力：管侧kPa(g)4000壳侧kPa(g)600设计温度：管侧℃90壳侧℃300以上数据仅供参考4.3.5高压加热器疏水、放气系统高压加热器疏水采用逐级自流串联疏水方式，最后一级高加疏水至除氧器。每台高加设有单独至高加事故疏水扩容器的疏水管路，单独接至置于凝汽器壳体侧的疏水扩容器内。所有疏水调节阀的布置尽量靠近下一级接受疏水的高压加热器，以减少两相流体的管道长度。疏水调节阀后管径放大一级，并采用厚壁耐冲蚀的低合金钢管。高加水侧、汽侧均设有放气管道。汽侧还设有停机期间充氮保护管道。高压加热器连续运行排汽至除氧器，在高加连续排汽口内，设有内置式节流孔板，以控制高加排汽量。除氧器排汽管上设有节流孔板。高压加热器疏水、放气系统流程图见F355C2-JT12图。4.3.6低压加热器疏水、放气系统低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。每台低加均设有单独的事故放水管道，分别接至凝汽器壳体两侧的疏水扩容器。在事故疏水管道上均设有事故疏水阀，疏水阀布置位置尽量靠近下一级接收疏水的加热器，以减少两相流体管道的长度。调节阀后管径放大一级，并采用厚壁耐冲蚀的低合金钢管。低压加热器疏水、放气系统流程图见F355C2-JT13图。4.3.7主厂房内循环水系统本系统向凝汽器提供循环冷却水。系统设两根④2240X12的循环水进水管和两根32240X12的排水管，在凝汽器循环水进、出口管道上设有电动蝶阀，凝汽器可单侧运行。
37本系统还设有两套独立的胶球清洗系统，由收球网、装球室、胶球泵、阀门和管道组成，可分别用于一半凝汽器的清洗。主厂房内循环水系统流程图见F355c2-JT10图。4.3.5开式循环冷却水系统本工程的冷却水源来自沈阳北部污水处理站的再生水，所以所有主、辅机设备冷却水采用大闭式冷却系统。开式水系统供水来自A排外水工循环水供水母管，主要为闭式水热交换器提供冷却水。系统中设置二台100%开式循环冷却水泵，使得经过闭式水热交换器后的冷却水可以回到A排外水工循环水回水管上。在A排外水工循环水的进水母管上，接出一根3820X9的管子至开式循环冷却水系统。开式循环冷却水的回水接至循环水回水母管上。开式循环冷却水泵主要技术规范流量：〜3770t/h扬程：~25mH2。电动机：350KW、6000V开式循环冷却水系统流程图见F355C-JT08图。4.3.6闭式循环冷却水系统本工程所有主、辅机冷却水采用闭式循环冷却水系统。系统由两台100%容量的闭式循环冷却水泵、三台50%容量的闭式水热交换器、一台lOrr?闭式循环冷却水膨胀水箱及向各冷却设备提供冷却水的供水管道、关断阀、控制阀等组成。闭式循环冷却水先经闭式循环冷却水泵升压后，至闭式水热交换器，被开式循环冷却水冷却之后，至各冷却设备，然后从冷却设备排出，汇集到冷却水回水母管后至闭式循环冷却水泵入口。本系统设有一台10m：'闭式水膨胀水箱，用来维持闭式循环水泵入口压力和适应系统的热膨胀效应，并通过该水箱向本系统补水。闭式循环冷却水泵主要技术规范流量：〜2900t/h扬程：〜60mH2。电动机：650KW、6000V闭式水热交换器主要技术规范
38型式：板式流量：〜1565t/h闭式水量统计表序号用水项目每台机组用水量(m3/h)备注1定子冷却水冷却器4002电动给水泵组润滑油冷却器403BFPT润滑油冷却器2X874电动给水泵组工作油冷却器1305电动给水泵电动机空气冷却器706机械真空泵冷却器2X707电动给水泵组机械密封水冷却器38电动给水泵前置泵机械密封水冷却器129汽动给水泵前置泵机械密封水冷却器2X410发电机氢气冷却器2X25011抗燃油冷却器2012凝结水泵轴承及电机冷却水5713闭式循环冷却水泵4514发电机空侧密封油冷却器17015发电机氢侧密封油冷却器6016汽轮发电机润滑油冷却器65017锅炉启动循环泵区4818磨煤机润滑油站6X15
39序号用水项目每台机组用水量(m3/h)备注19空气预热器轴承冷却2X1020送风机冷却器2X421一次风机冷却器2X522取样冷却器60两机公用23水冷人孔2X424脱硫岛3025空压机60两机公用26暖通专业补水7两机公用27总计2820取值2900注：以上水量为估计值。闭式循环冷却水系统流程图见F355C2-JT07A12-212图。4.3.5服务水系统服务水量统计表序号用水项目每台机组用水量(t/h)备注1汽机房冲洗水7短时2空调系统冷却水73空气预热器冲洗水300短时4锅炉房冲洗水8短时5煤仓间冲洗水15短时总计437注：以上水量为估计值。服务水系统流程图见F355C2-JB11o4.3.6凝汽器有关系统及抽真空系统凝汽器壳体两侧设疏水扩容器。凝汽器颈部设有给水泵汽轮机排汽接口和低压旁路接口。凝汽器接有一个真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及机组安全时，以达到破坏真空的需要。凝汽器抽真空系统：壳侧设有三台50%容量的机械真空泵，机组启动时，三台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程。正常运行时，两台运行，一台备用。
40凝汽器有关系统及抽真空系统流程图见F355C2-JT11图。机械真空泵的主要技术规范抽吸干空气量：282kg/h极限真空度：3.3kPa(a)4.3.5汽轮机润滑油净化、贮存、排空系统汽轮机的润滑油系统采用套装油管路。每台机组装设一套汽轮机润滑油净化装置、一套给水泵汽轮机润滑油净化装置和一台容量为90m3的润滑油贮存油箱。汽轮机及给水泵汽轮机的润滑油及其净化系统分别为汽轮发电机的支持轴承、推力轴承和盘车装置、给水泵汽轮机等设备提供润滑油，并为发电机氢密封油系统提供油源。润滑油及其净化系统提供维持部件正常运行所必须的润滑油的油量、压头、温度和合格油品。系统设有贮存油箱，以便机组停运时存放系统内的润滑油，并为系统提供补充油源。在机组检修有必要时，润滑油箱的油可以自流排油至转送油泵入口，然后送入贮存油箱。汽轮机主油箱、给水泵汽轮机油箱、润滑油贮油箱、润滑油净化装置分别设有事故放油管道，排油至主厂房外的事故放油池当汽轮机润滑油系统处于运行状态时，油从润滑油箱溢流出来，通过流量控制阀进入油净化装置，在油净化装置中油被净化，之后返回润滑油箱，这一过程即对润滑油部分进行了净化。由于油净化是连续进行的，所以可以使油品质提高。在机组停运时，汽轮机(或给水泵汽轮机)润滑油箱中的油通过转送油泵送入储油箱，储油箱的油又通过润滑油输送泵进入油净化装置，净化后返回到各自的油箱。同样，贮存油箱中的污油也通过输送油泵送到油净化装置，净化后进入贮存油箱净油侧。如果油质不合格时，可再次返回污油侧，重新进行净化，直到合格后存入净油侧，以供使用。汽轮机润滑油净化、贮存、排空系统流程图见F355c2-JT14图。4.3.6锅炉启动系统锅炉设置内置式启动系统，包括启动分离器、扩容器、再循环泵、储水箱、水位控制阀、截止阀、管道及附件等组成。4.3.7大宗气体储存与分配系统大宗气体系统包括氮气、氢气及二氧化碳系统。4.3.7.1氮气系统
41当锅炉停运一段时间时，过热器、再热器、省煤器、水冷壁、加热盘管、高压加热器、低压加热器、汽机轴封蒸汽冷却器和除氧器等都将充氮气，使之与空气隔绝。锅炉在停运和化学冲洗期间将排空并充氮气加以保护。此系统由两台机组共用。购买瓶装氮气，瓶中的氮气压力为15MPa（暂定），这些氮气瓶布置在一起形成氮气站，经压力调节阀后，以0.2-0.5MPa压力连接到一个母管分配系统上，这样，瓶中的氮气就可分配到各用户。4.3.5.1二氧化碳系统发电机的氢气冷却系统在运行启动之前，将首先用二氧化碳替代里面的空气。发电机在停下来以后，也将用二氧化碳替代里面的氢气，以确保安全。此系统由两台机组共用。购买瓶装二氧化碳，这些瓶放在一起形成二氧化碳气体站，它们并接到一根总管上，经压力调节阀后，以0.2-0.5MPa压力通过总管分配到二氧化碳的各个用户，用以取代其它气体。二氧化碳气体外购，贮瓶容量为一次置换所需要气体容积的3倍。4.3.5.2氢气系统发电机氢冷却系统包括氢气传送的管道（包括厂区管道）及阀门，氢气来自化学制氢站。大宗气体储存与分配系统流程图见F355c2-JT15。4.3.6汽机轴封系统轴封汽系统为自密封系统，其压力和温度是自动控制的，并符合防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，该系统还能向给水泵汽轮机供轴封汽，轴封系统的备用汽源应满足机组冷热态启动和停机的需要。该系统设有轴封压力自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置。该系统由哈尔滨汽轮机厂负责设计，主要设备也由哈尔滨汽轮机厂提供。4.3.7主厂房无压放水母管系统在主厂房的运转层、中间层（6.9m）及零米层分别设…放水母管，用于接收管道的放水，以上母管合成一根管道并排至地下排水管网。4.4节约用水及回收工质措施4.4.1设置疏水扩容器，将机组启、停及运行时的管道疏水收集进疏水扩容器，然后进入凝汽器，以便回收工质。4.4.2设置容量30%BMCR高、低压两级串联旁路，可节约预暖系统用的蒸汽，利于机组启动时回收工质。5系统运行方式5.1机组启动条件及启动系统5.1.1启动条件
425.1.1.1启动汽源：启动用蒸汽由本期新建启动锅炉供给。5.1.1.2启动水源：电厂循环水水源来自再生水，并考虑生产和生活废水处理后再利用。系统充水来自电厂化水车间。5.1.2启动系统当具备启动条件后，机组即可开始启动。其启动系统工作情况如下：5.1.2.1厂用蒸汽系统：启动锅炉启动后将辅助蒸汽送入辅汽系统，分别对除氧器（可提前加热）、汽轮机汽封、燃油设施等通汽加热。在锅炉启动初期还需对空气予热器的吹扫提供汽源。5.1.2.2冷却水和补给水系统：机组启动前，一些辅助设备先投入运行，如吸风机、电动给水泵等转动机械，这时需保证来自闭式水系统的冷却水源。为使冷却水系统投入运行，可开启闭式循环冷却水泵。由化学来的补给水给凝结水贮水箱上水。在机组启动期间除盐水消耗量较大，除盐水应予先制备装满水箱，以备启动时用。5.1.2.3点火油系统：供油泵将油送入炉前油系统中打循环，此时通过控制阀调整燃油压力。高能点火器点燃锅炉油枪，完成锅炉点火。5.1.2.4汽轮机旁路系统：当锅炉启动后，为了提高机组启动速度，缩短启动时间，这时可打开旁路。5.1.2.5润滑油系统：启动交流润滑油泵进行油循环，同时启动密封油泵、顶轴油泵，提供汽轮发电机组各轴承润滑油盘车装置润滑油及发电机低压密封油。5.1.2.6疏水系统：在机组启动运行前和向轴封系统供汽前，管道上的所有疏水阀都应打开。5.1.2.7抽真空系统：先关闭真空破坏阀，启动机械真空泵，为缩短启动时间，三台泵可同时投入。5.1.2.8本工程汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的，机组启动方式为高压缸启动。5.2主辅机设备的可控性5.2.1锅炉锅炉具有可实现给水、燃料、送风、炉膛负压、过热汽温度、再热汽温度等控制功能的条件。5.2.2汽轮机汽轮机具有可实现控制和保护功能的条件，润滑油系统、密封油系统、发电机水冷系统、电液油系统及抽汽系统等可满足控制功能的要求。5.2.3锅炉主要辅机给煤机煤量控制、吸风机、送风机风量控制、一次风机风量、风压等控制功能的条件。
435.1.1汽轮机主要辅机给水泵汽轮机及电动给水泵具有可给水流量、压力控制功能，凝汽器水位控制功能，除氧器压力及水位控制功能及加热器水位控制功能的条件。5.1.2锅炉点火、吹灰、排污具有可实现顺控的条件。5.2机组启动方式冷态启动（长期停机后）超过72小时温态启动（停机10〜72小时）热态启动（停机少于10小时）极热态启动（停机少于1小时后）机组各种起动方式，运行、起动曲线及图表详见制造厂运行说明书。5.3机组运行方式按照用户的要求，机组带基本负荷并参与调峰，采用定压一滑压一定压方式运行。机炉协调运行采用分散控制系统实现自动控制，该系统将机炉视为••个整体，按照要求，指令机炉主控协调动作，适应负荷变化，稳定机前压力、温度、维持机炉能量平衡。该系统并具有显示，报警、联锁保护和逻辑控制等功能。5.4机组停用及事故处理（详见主机厂资料要求）5.4.1机组停用机组停用可分为正常停机和事故停机二种。正常停机又分为调峰停机和计划大、小修停机。事故停机是由于主辅机出现故障，危及设备或人身安全，保护装置动作而被迫停机。事故情况下，主汽门关闭，机组负荷迅速降至零，同时与电网解列，转子惰走至零。为防止事故扩大，根据事故情况决定是否破坏真空。但应尽可能的投入盘车设备，以防主轴弯曲，而正常停机则按与启动相反的程序滑参数停机，对于调峰停机，在减负荷时尽可能保持主蒸汽和再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和胀差。当负荷降至额定值的5%左右时，打闸停机，同时与电网解列，转子惰走至零。对于计划大小修停机，如果是不需揭开汽缸大盖的小修，停机时•间又较短，可以按调峰停机的程序进行。如果是揭开汽缸大盖，则在减负荷时逐步降低主蒸汽和再热蒸汽温度，并在适当的负荷下停留暖机，当负荷降至额定值的35%时，锅炉熄火，打开旁路系统，同时打闸停机，与电网解列，转子惰走至零。机组停用以后，设备的维护和保养按有关制造厂的规定进行。5.4.2事故处理5.5.2.1汽轮机
44在下列情况下，可相应立即将主汽门脱扣，破坏真空，进行紧急停机：a、汽轮机突然发生强烈振动，或清楚地听出机内金属撞击响声；b、汽轮机发生水冲击，汽温急剧下降，并伴有下列象征：(1)主蒸汽管道或抽汽管道发生强烈振动及有冲击声。(2)轴向位移增大，推力轴承温度急剧上升；(3)油系统着火，且不能迅速扑灭时；(4)任何轴承回油温度超过规定值或轴承冒烟时；(5)轴端汽封磨擦冒火花时；(6)油箱油位下降至紧急停机油位线时；(7)轴承润滑油压降低至规定值，保护装置不动作时；(8)推力轴承损坏时；(9)具体事故处理规程应执行汽轮机制造厂运行规程。5.1.2.2锅炉遇有下列情况之一时，应立即停止锅炉运行a、MFT应动作而拒动时b、锅炉灭火c、炉膛负压低于设定值时(锅炉厂提供)d、水冷壁管、给水及省煤器管爆破，不能维持正常水位e、引风机、空予器全停时f、压力升高超过安全门的动作值，而安全门拒动g、锅炉设备损坏，危及人身和设备安全h、具体事故处理规程应按制造厂运行规程5.6机组安全保护及运行注意事项5.6.1锅炉安全保护5.6.1.1燃料断流保护5.6.1.2炉膛压力(正压或负压)超过极限保护，并应配有锅炉炉膛安全监察保护控制系统(FSSS)及其它常规保护措施。5.6.1.3锅炉还要求有下列主要热工保护项目：a、主蒸汽压力高(超压)保护
45b、主蒸汽温度高(超温)保护c、再热蒸汽压力高(超压)保护d、再热蒸汽温度高(超温)保护5.6.1汽轮机设备安全保护5.6.1.1危险保安系统5.6.1.2用户远控跳闸接口5.6.1.3汽轮机自动紧急跳闸装置(ETS)5.6.1.4汽轮机安全监测保护系统(TSI)5.6.1.5汽轮机防进水保护系统5.6.2主要辅机安全保护5.6.2.1发电机冷却水断流保护；5.6.2.2除氧器水位高和压力高保护；5.6.2.3高压加热器水位高保护；5.6.2.4汽轮机旁路系统的减温水压力低和出口温度高保护；5.6.2.5小汽轮机设备安全保护：a、危险保安系统b、小汽轮机自动紧急跳闸装置(ETS)c、小汽轮机安全监测保护系统(TSI)5.6.2.6给水泵防汽蚀保护；5.6.2.7凝汽器水位保护；5.6.37锅炉辅机及制粉系统的主要安全保护：a、磨煤机、制粉系统具有防火、防爆的要求及有关设计；b、送、吸、一次风机，电气除尘器按厂家有关保护要求设计。5.6.38机防进水措施5.6.38.17、8段抽汽外，其余接至各加热器的抽汽管道上均装设电动隔离阀及气动止回阀，作为主要的防进水保护。5.6.38.24段抽汽考虑到用汽点较多，除在主管上设有二个气动止回阀和电动隔离阀外，在各用汽点上还设有电动隔离阀和止回阀各一个。5.6.38.3抽汽管道上低位点设有气动疏水阀，当任何一个电动隔离阀关闭时，联锁打开相应的气动疏水阀，疏水进入凝汽器壳体外的本体疏水扩容器，对防止汽机进水起一定作用。5.6.38.47、8号低加的7、8
46段抽汽管道上，因无任何隔离门和止回阀，为防止汽机进水主要措施是加大抽汽管的疏水管径，采用“U”形管自流无水位运行。7、8号低加设进出口电动阀及旁路阀，当加热器爆管引起加热器高水位时，自动关闭进出口电动阀，联锁打开旁路阀，7、8号低加解列，向集控室发出报警信号。5.6.37.1封系统的防进水措施汽封系统的供汽管，在朝向汽源侧的方向应有不小于1/48的坡度，轴封供汽母管和从母管到汽轮机各轴封的供汽管道的布置应避免出现袋形管段。在靠近汽轮机的汽封管道低位点设有经常疏水。5.6.37.2蒸汽管道、热再热蒸汽管道、冷再热蒸汽管道及高、低压旁路管道均考虑有完善的疏水措施，疏水阀为气动疏水阀。在冷再热蒸汽管道的低位点并靠近汽轮机的部位装设疏水罐，接出的疏水管道上同样设有气动疏水阀，以保证疏水罐达到一定水位时可靠地打开。5.6.37.3热器、再热器减温器的喷水阀均为故障时关闭，防止失控时大量水进入汽机。5.7辅助系统的安全保护及运行注意事项5.7.1点火油系统点火保护包括在（FSSS）炉膛安全监控系统之中，此系统具有联锁保护和逻辑控制，并具有显示与报警功能，它通过火焰监视装置对点火实行监视，点火投入前应检查核实所有保护、联锁在投入位置、炉膛出口测温探针投入和火焰监视装置投入正常，并对炉膛进行吹扫。5.7.2辅助蒸汽系统辅助蒸汽联箱上设有2个（暂定，施工图时具体计算）全启式弹簧安全阀，防止因控制阀故障，高压汽进入引起超压危及设备及人身安全。5.7.3汽机润滑油系统系统设有辅助油泵及事故油泵，当故障时事故油泵（直流油泵）迅速投入，保证汽轮机转子安全惰走至零。5.7.4蒸汽灭火及吹扫系统为防止磨煤机事故着火及煤斗中煤燃烧，设有专用的蒸汽灭火管道，汽源来自辅助蒸汽联箱。空气予热器设有辅助蒸汽吹扫管道接口，用在锅炉启动及停运过程中的吹扫，防止因积油灰堵塞空予器并影响传热效果。燃油系统设有辅助蒸汽吹扫管道接口，用在锅炉启动及停运过程中的吹扫，防止因积油灰堵塞燃油管道或燃油喷嘴。5.7.5其它系统如发电机、氢、油水等系统的安全保护及运行注意事项，按制造厂说明书中的规定。6主厂房布置
476.1主厂房布置原则本期工程汽机房布置按2X600MW超临界机组布置，并考虑扩建可能。主厂房按汽机房、除氧框架、煤仓框架和锅炉房的顺序排列，主厂房（汽机房、除氧间、煤仓间）为钢筋混凝土结构，锅炉房为钢结构。汽轮发电机组按纵向顺列布置，汽机头部朝向扩建端。汽机房运转层为13.7m,采用大平台布置方式，使检修场地和高压厂用电的布置更趋合理。锅炉房为紧身封闭布置。在锅炉钢构架范围内，在17.000m运转层设钢制大平台。主厂房为右扩建（从汽机房向锅炉房看），每两台机组合用一个集控综合楼，单独布置在两台锅炉之间。6.2主厂房主要尺寸主厂房主要尺寸汇总表见下表：名称项目数值（单位：m）汽机房柱距10跨数17跨度30.6伸缩缝柱距1.5本期总长度171.5中间层标高EL+6.900运转层标高EL+13.700
48行车轨顶标高EL+27.500汽机房屋架下弦标高EL+30.300除氧框架柱W!10跨数17跨度10运转层标高EL+13.7除氧器层标高EL+26.000除氧器层屋面标高EL+37.700煤仓间柱距10跨数17跨度11总长度171.5运转层（给煤机）标高EL+17.000皮带层标高EL+41.000锅炉部分锅炉大板梁顶标高EL+81.930运转层标高EL+17.000炉前跨度7.500锅炉宽度50.000锅炉深度48.372炉H柱中心线至烟囱中心线间距148.650汽机房A排柱中心线至烟囱中心线间距207.750烟囱出口标高210.0006.1汽机房布置6.1.1汽轮发电机组纵向布置，机头朝向扩建端，汽机房运转层为大平台结构。考虑检修场地的需要，两台机组之间设一个零米检修场。6.1.2汽机房跨度为30.60米，汽动给水泵布置于运转层靠B排柱侧，汽轮发电机组中心线距A排柱为15.300米。6.1.3汽机房分三层，即零米层，中间夹层6.9米，运转层13.70米。6.1.3.1底层布置凝汽器，抽铜管方向朝A排柱。在发电机侧靠B排柱布置两台凝结水泵。发电机尾部布置有380V/220V
49厂用配电装置。发电机端布置发电机定子冷却水供水装置、密封油供油装置等。A排柱外布置有300m3凝结水储水箱。零米汽轮机侧布置有闭式循环水泵、机械式真空泵、凝结水输送泵、主汽轮机润滑油箱、冷油器、油净化装置、顶轴油泵、抗燃油装置和闭式循环冷却水热交换器等设备。在机座靠B排柱侧布置有小机的集装供油装置。在凝汽器机头侧布置汽机高加事故疏水扩容器，机尾侧布置汽机本体疏水扩容器。凝汽器下方设有-5.60米的坑，布置循环水进出水管道及两台凝汽器之间的联络管。胶球回收网置于循环水排水管道上（立管布置），胶球清洗泵及加球装置布置在坑内。在两机之间设置两机共用的零米安装检修场，供起吊重物或大件使用。6.1.1.1中间6.90米层主要是管道层，布置的设备有高低压旁路装置、汽封加热器及轴封风机和发电机引出的封闭母线及励磁设备。主要管道有主蒸汽管道、再热热蒸汽管道、小汽机排汽管道。机尾发电机侧为6kV工作段配电室。6.1.1.2汽机运转层为大平台结构，布置汽轮发电机组及二台50%容量的汽泵。两台汽动给水泵汽轮机布置在运转层靠近除氧间B排侧，头对头布置。运转层的大平台为汽机的主要检修场地，留有凝结水泵、主油箱设备、冷油器等起吊孔。为解决汽机房通风问题，本设计在B、C排柱设有格栅孔，通过设置于汽机房屋顶的通风器排往室外，改善运行条件。6.2除氧框架布置除氧框架共分四层，零米、6.90米、13.70米、26.0米层。6.2.1底层零米，设有电动调速给水泵组、液力偶合器、汽动给水泵前置泵等，靠近B排侧留有2.5米宽运行维护通道。凝结水精处理装置占2个柱距。6.2.26.90米层布置有5、6号低加及其管道，靠B排侧留有运行维护通道。另外，该层还布置有大量管道和电缆桥架。6.2.313.7米层布置有1、2、3号高加及其管道，靠B排外侧留有运行维护通道。6.2.426米层为除氧器层，布置除氧器和闭式循环冷却水的膨胀水箱。除氧间31.5米层为除氧器平台。6.3煤仓框架布置煤仓框架分零米底层、17.00米层、41.00米层共三层。6.3.1底层布置6台中速磨煤机（每台机组），在C排侧留有通道作为运行检修用。两台机组的控制室在其中间。在C排侧的通道为二台机组贯通通道。652在17.00米运转层布置有给煤机，每台机组6台给煤机。另外此层下主要是送粉管道布置空间，在固定端和扩建端设有检修场地。17.00米至41.00米层间布置有6台680m3煤斗。6.5.341.00米层为输煤皮带层。
506.5锅炉布置锅炉房为紧身封闭，采用岛式布置，锅炉钢架范围内运转层平台（17.00米层）为钢制大平台，各层平台根据设备运行维护的需要设置。每炉设1部客货两用电梯，在锅炉本体主要平台层设停靠层。炉顶设轻型钢屋盖。锅炉炉前0.00米布置有两台磨煤机密封风机，零米布置有除灰专业有关设备等。两台锅炉之间布置有二机共用的集控综合楼。详细说明见热控说明书。6.6炉后布置两台送风机及两台一次风机对称布置在锅炉空气预热器后部，炉后沿烟气流向依次布置两台双室五电场静电除尘器及两台吸风机。一次风机、送风机布置在室内，其上方预留脱硝装置空间。电厂强烈要求吸风机采用露天布置，吸风机采用油脂润滑。烟道采用钢结构型式，在总烟道有脱硫装置接口位置。本工程两台机组合用一座高210米的烟囱，出口直径9.3米。烟囱后布置脱硫装置。6.7安装及检修设施6.8.1汽机房全厂设两台80/20t电动双梁桥式起重机，跨度28.5米，可调速轻级工作制。6.8.1.3最大起吊高度汽机房行车轨面标高为26.5米，行车大钩最大起吊标高为25.95米，大钩中心距13.70米运转层净高为12.25米。根据资料，低压缸外缸上缸最小起吊高度（包括绳索）为11.47米，行车小钩最大起吊高度为26.16米，行车可以满足起吊高度和重量要求。（以上数据根据山东青云起重机械有限公司桥吊资料设计）6.8.2汽动给水泵组布置在汽机房运转层上，在行车起吊范围之内，可利用汽机房行车安装及检修。6.8.3凝结水泵上方6.90米层及13.70米层均留有检修起吊孔，利用汽机房行车安装及检修。6.8.4汽轮机主油箱和冷油器上方6.90米层及13.70米层均留有检修起吊孔，利用汽机房行车进行检修。6.8.57号和8号低压加热器布置在凝汽器喉部，加热器中心标高为8米（暂定），考虑检修采用双轨水平抽芯子。由于汽机房对应凝汽器向A排柱墙间设有2x2500x2500的卷帘门，满足抽芯子要求。6.8.6凝汽器向A排柱侧抽不锈钢管，2x7000x5300的卷帘门满足抽不锈钢管要求。6.8.75、6号低加和1、2、3号高加检修均为抽壳体，检修时加活动工字钢轨。当加热器已超过5%的堵管数而需更换时，布置在13.70米层的1、2、3号高加，利用汽机房行车吊到检修场。6.8.8汽机房各层平台所设的设备检修孔，平时均铺活动格栅，在运转层及6.90
51米层均留有安装检修孔。6.8.2电动给水泵组和每台汽动前置泵及电动机上方设一公用的电动单轨吊并附设吊环，设在上部梁底部供给水泵检修使用。6.8.3除氧器顶部，框架屋面层梁下设有2吨的检修单轨，供除氧器附近较重的管件及阀门检修安装使用。在吊物孔的上方也设有2吨的单轨、直通运转层。6.8.4汽机大件检修主要摆设在运转层大平台上，该平台设计承载量满足设备检修要求。6.8.5汽机房零米对应安装检修场的A排柱墙间设有卷帘门，供设备大件安装检修运输用。6.8.6锅炉炉顶设2吨单轨吊以满足锅炉检修吊运管材，附件及保温材料等之用。且每台炉设置1台1.5吨客货两用电梯。6.8.7磨煤机和电动机上方设有检修起吊用的过轨吊。6.8.8送风机、一次风机、吸风机及其相应的电动机上方均设有专用的单轨吊6.9主厂房主要运行、维护通道6.9.1汽机房零米靠A排柱设有贯通主厂房的纵向通道。在机头及发电机侧均考虑留有运行巡视通道，可与A、B二侧通道连通成环形巡视通道，便于运行人员维护、巡视。汽机房6.90米层采用大平台布置结构。可与除氧框架6.90米层相通，便于巡视。汽机房运转层通道宽敞通畅。每台机组头部靠A排柱侧设有平台扶梯通向各层。6.9.2除氧框架零米层及13.7米层靠B排柱侧设有2.5米宽的运行、维护通道，该通道为汽机房主要通道。除氧框架运转层通道，设在汽机房靠B排柱侧。除氧框架26米层亦设有运行、巡视及维护用通道。在除氧框架的固定端设有楼梯间，便于运行人员进行巡视和检查。每台机组头部靠B排柱侧除氧框架内亦设有楼梯间通向各层。6.9.3煤仓框架零米靠C排柱侧设有磨煤机运行维护通道，每台磨煤机之间亦留有通行道路。煤仓框架17.0米层与锅炉运转层相通。煤仓框架41.00米皮带层在皮带两侧均设有运行、巡视通道，并设有通向锅炉本体的横向联络平台。6.9.4锅炉炉前零米设有纵向通道为锅炉主要运行、巡视及检修用通道。锅炉炉前运转层及锅炉钢架范围内运转层均设钢筋混凝土平台。有足够的运行、巡视及检修用通道。
52每台锅炉设有一座承载量为1.5吨客货两用电梯，在锅炉本体的主要平台设有停靠层。7辅助设施7.1空压机室本工程设有一座空压机站，热机专业与除灰专业统一布置，系统分开。热机专业设置空气压缩机4台，其中1台运行备用和1台检修备用。空气压缩机采用螺杆式，出口参数为：0.8MPa、40m3/min。本期工程为仪用压缩空气配置2台0.8MPa、75m3的储气罐，能够满足仪用压缩空气要求；为厂用压缩空气配置1台0.8MPa、75m3的储气罐，能够满足厂用压缩空气要求。7.2油库区及油泵房根据大火规的规定，对轻油，设两个油罐，并且规定2000Vh锅炉，点火启动和助燃油罐容积为2x(1500m3〜2000m%2000t/h以上锅炉，点火启动和助燃油罐容积为2x2000m\但本期工程点火启动和助燃油采用等离子点火系统，所以供油系统按2台500m3钢制油罐设置。油槽车运来的燃料油通过两台100%的卸油泵送至油罐，卸油泵设置在油泵房内。锅炉的点火及助燃油通过设置的三台50%的供油泵加压后，经过供油母管分别输送至每个锅炉。油泵房与消防泡沫间设置在同一建筑物内。7.3启动锅炉房根据大火规的规定，新建电厂600MW机组启动锅炉的台数和容量为2X35t/h（采暖区）。所以本工程设置两台3.92MPa、450℃、35t/h的燃煤链条锅炉。启动锅炉房占地约36mX56.5m。两台启动锅炉系统设置2台送风机、2台吸风机、3台给水泵、1台除氧器和除氧水箱、启动锅炉房内配备两台减温减压器等等。7.4保温材料7.4.1保温层材料：为减轻主要汽水管道和锅炉烟、风、煤粉管道的重量，提高保温效果，本工程主要保温材料采用硅酸铝、硅酸铝纤维绳、玻璃丝棉。保温材料按下述原则设计：1）管径小于0150的采用管壳式，便于安装和维护。2）阀门采用可拆卸的阀门罩壳，内保温采用硅酸铝。3）OD38以下管道采用硅酸铝纤维绳。7.4.2保护层材料：对所有汽水管道、烟、风、煤粉等管道及辅助设备，均采用镀锌铁皮板作为保护层。室内用6=0.5mm,室外用5=0.7mm,大截面矩形烟风道采用6=0.7mm的镀锌铁皮压型板。
538存在问题8.1本工程主机资料均为初步资料，待施工图阶段根据最终资料进行完善。8.2大部分的辅机设备还未招标，相关设计均按参考资料进行，待设备招标后再进一步核对修改。
