〖内容提要〗本期工程按2台600MW亚临界燃褐煤空冷汽轮发电机组设计。三大主机锅炉采用北京巴威公司生产的锅炉，汽轮机和发电机采用哈尔滨汽轮发电机厂的产品。主厂房为左扩建方向，采用汽机房（汽机房与除氧间合并）、煤仓间、锅炉三列式布置。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固定端，纵向顺列布置。本期工程采用一个集中控制室。热控设备物理分散。锅炉采用紧身封闭布置，送风机和一次风机均布置在锅炉房后部风机房内，引风机布置在静电除尘器后，引风机为室内布置。每炉采用两台双室四电场静电除尘器，除尘器效率为99.75%。两台炉共用一座烟囱。锅炉采用中速磨煤机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。本工程设置100%烟气脱硫设施，脱硫效率暂按不低于90%考虑。预留烟气脱硝装置布置位置。为了与锅炉运行匹配，脱硫装置的设计保证能快速启动（旁路挡板有快速开启功能），且在锅炉负荷波动时有良好的适应特性。
〖关键词〗亚临界 褐煤锅炉 空冷 汽机房 煤仓间 中速磨煤机
1 概述
1.1 设计依据
1.1.1 _____________________________签订的设计合同。
1.1.2 可行性研究报告及审查意见；初步设计及预审查意见。
1.1.3 国家和行业颁发的有关规程、规范、技术规定，中电投初设导则。
1.1.4 主机合同技术附件。
1.1.5 《大板电厂2X600MW新建工程》进一步优化意见交流会会议纪要（2006-10-29）。
1.1.6 设计规模及规划容量
本期工程安装2台600MW亚临界燃褐煤空冷汽轮发电机组，同步建设全烟气脱硫设施。规划容量按4x600MW机组，并留有扩建余地。
1.1.7 电厂性质及运行要求
有利于满足东北电力增长的需要，缓解辽宁地区煤炭资源不足的矛盾，有利于区域资源的优化配置和区域内能源的可持续发展。机组功率因数（滞后）按0.85设计，并具有一定进相运行能力。发电机组具有带基本负荷并参与调峰能力的要求。电厂发电设备年利用小时数按5500小时设计。
1.2 专业设计特点
1.2.1 本期工程按2台600MW亚临界燃褐煤空冷汽轮发电机组设计。三大主机锅炉采用北京巴威公司生产的锅炉，汽轮机和发电机采用哈尔滨汽轮发电机厂的产品。
1.2.2 主厂房为左扩建方向，采用汽机房（汽机房与除氧间合并）、煤仓间、锅炉三列式布置。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固定端，纵向顺列布置。汽机房运转层采用大平台，机尾侧两台机组间设置检修场。本期工程采用一个集中控制室。热控设备物理分散。
1.2.3 锅炉采用紧身封闭布置，送风机和一次风机均布置在锅炉房后部风机房内，引风机布置在静电除尘器后，引风机为室内布置。每炉采用两台双室四电场静电除尘器，除尘器效率为99.75%。两台炉共用一座烟囱。
1.2.4 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。
1.2.5 本工程设置100%烟气脱硫设施，脱硫效率暂按不低于90%考虑。
1.2.6 为了与锅炉运行匹配，脱硫装置的设计保证能快速启动（旁路挡板有快速开启功能），且在锅炉负荷波动时有良好的适应特性。
1.3 主要设备的招标情况或选择或分配情况
业主已完成本期工程机组中的主机及磨煤机等主要设备订货合同。本期工程按2x600MW亚临界、褐煤、直接空冷发电机组设计，同步设计脱硫。
1.3.1 锅炉
锅炉采用北京巴威公司生产的产品，采用紧身封闭布置。
1.3.2 汽轮机
汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂的产品。
1.3.3 汽轮机发电机
发电机采用哈尔滨电机厂的产品。
1.3.4 磨煤机
磨煤机采用长春发电设备厂引进德国技术的中速磨煤机产品。
1.4 主机组型号、参数及主要技术规范
1.4.1 锅炉
亚临界参数、自然循环、一次中间再热、平衡通风、锅炉房紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型汽包炉。燃用白音华煤矿煤。锅炉型号：B&WB2080/17.5-M。
锅炉主要热力参数 表1.4-1
名称 单位 BMCR BRL THO
过热蒸汽流量 t/h 2080 2005 1626.7
过热器出口蒸汽压力 MPa（g） 17.5 17.43 17.15
过热器出口蒸汽温度 oC 541 541 541
再热蒸汽流量 t/h 1722.5 1654.5 1605.5
再热器进口蒸汽压力 MPa（g） 3.828 3.674 3.633
再热器出口蒸汽压力 MPa（g） 3.638 3.495 3.454
再热器进口蒸汽温度 oC 325 321 324
再热器出口蒸汽温度 oC 541 541 541
省煤器进口给水温度 oC 280 277 176
预热器出口一次风 ℃ 395 389 362
预热器出口二次风 ℃ 377 372 345
空气预热器出口（未修正）温度 ℃ 147 145 ——
空气预热器出口（修正后）温度 ℃ 142 140 ——
燃料消耗量 t/h 406.1 394.2 440.5
计算热效率（按低位发热量） % 92.74 92.8 93.48
保证热效率（按低位发热量） % 91．5 —— ——
省煤器出口过剩空气系数 -- 1.17 1.17 1.17

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THO工况对应于汽机高加全切工况。
1.4.2 汽轮机
亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。汽轮机具有七级非调整回热抽汽。汽轮机额定转速为3000转/分。汽轮机型号：ZKL600-16.7/538/538。
汽轮机主要参数汇总表 表1.4-2
项目 单位 THA
工况 TRL
工况 TMCR
工况 VWO
工况 阻塞背压工况 高加全切工况 最高满发背压工况
机组出力 MW 600 600 646.679 666.59 650.6 600 600
汽轮发电机组热耗值 kJ/kWh 8050.8 8562.4 8032 8026.2 7959.1 8407.6 8913
主蒸汽压力 MPa.a 16.7 16.7 16.7 16.7 16.7 16.7 16.7
再热蒸汽压力 MPa.a 3.205 3.462 3.48 3.601 3.484 3.388 3.607
高压缸排汽压力 MPa.a 3.561 3.847 3.867 4.001 3.871 3.765 4.008
主蒸汽温度 ℃ 538 538 538 538 538 538 538
再热蒸汽温度 ℃ 538 538 538 538 538 538 538
高压缸排汽温度 ℃ 315 322.7 323.3 326.9 325 325 327
主蒸汽流量 t/h 1833.8 2005 2005 2080 2005 1613 2080
再热蒸汽流量 t/h 1531.04 1654.5 1664.24 1722.52 1663 1592 1722
背压 kPa.a 11 30 11 11 7.1 11 46
低压缸排汽焓 kJ/kg 2424.2 2530.7 2418.7 2416.5 2395 2427 2592
低压缸排汽流量 t/h 1201.67 1327.0 1296.28 1337.25 1276 1292 1413
补给水率 % 0 3 0 0 0 0 0
最终给水温度 ℃ 272.4 277.9 278.1 280.5 278.9 176.5 280.6
1.4.3 发电机
型号：QFSN-600-2YHG。
发电机主要参数汇总表 表1.4-3
额定容量 705MVA
额定功率 600MW
最大连续出力 641.83MW
额定电压 20kV
额定电流 20377A
额定功率因数（COSφ） 0.85（滞后）
额定频率 50Hz
额定效率 ≥98.85%
短路比 ≥0.48
冷却方式 水-氢-氢
绝缘等级 F
定子绕组连接方式 YY
极数 2
次暂态电抗Xd″ 21.582%
暂态电抗Xd′ 28.281%
同步电抗Xd 240.313%
负序电抗X2 21.295%
零序电抗X0 10.131%
静态励磁系统 
励磁系统额定电压 465.6V
励磁系统额定电流 4557A
励磁顶值电压 ＞2.5倍额定励磁电压
励磁变压器额定容量 3×2500kVA
励磁变压器变比 20/0.92kV

1.5 主要热经济指标
1) 发电功率:600MW
2) 汽轮机在热耗率验收(THA)工况的热耗率值：8050.8KJ/KW.h
3) 锅炉在BRL工况时的保证热效率：92.3 %
4) 管道效率：99% （估计值）
5) 发电厂热效率(THA工况)：40.86%
6) THA工况年均发电标准煤耗率：301g/KW.h (发电设备利用小时数按5500考虑)
7) 全厂年平均发电标准煤耗率：319g/KW.h (全年机组运行小时数按7800考虑)
1.6 设计范围
1.6.1 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。
1.6.2 主厂房内热机专业其他系统的拟定，管道布置安装设计，配套设备的选型及安装设计。
1.6.3 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。
1.6.4 厂用及仪用压缩空气系统的拟定，主厂房、锅炉房范围内的管道布置安装设计，配套设备的选型。
1.6.5 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。
1.6.6 运行和检修用平台扶梯的设计。
1.6.7 全厂范围内的保温油漆设计。
1.6.8 主厂房、柴油发电机房的布置设计。
1.6.9 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。
1.7 存在的问题及处理意见
1.7.1 本工程主机资料提供不完整，且都为初步资料，待施工图阶段根据最终资料进行完善。
1.7.2 由于大部分辅机设备未确定生产厂家，这些设备的相关设计均需在设备招标后进行核对修改。
2 燃料
2.1 燃料来源及依据
本期工程采用白音华煤矿褐煤。点火助燃备用燃料为#0轻柴油。。
燃煤完全采用铁路运输。燃油采用公路运输。
2.2 煤质及灰成分分析
煤质分析 表2.2-1
电力用煤（灰）物理化学特性（报告编号：TPRI/T1-RC-677-2004）
名称 符号 单位 设计煤种 校核煤种
收到基碳份 Car % 40.25 35.23
收到基氢份 Har % 3.28 2.69
收到基氧份 Oar % 9.74 8.65
收到基氮份 Nar % 0.71 0.63
收到基硫份 Sar % 0.43 0.68
收到基灰份 Aar % 15.99 19.12
全水份 Mt % 29.60 33.00
空气干燥基水份 Mad % 14.20 15.00
干燥无灰基挥发份 Vdaf % 47.97 46.91
收到基低位发热量 Qnet,ar MJ/kg 14.51 12.57
收到基高位发热量 Qgr,ar MJ/kg 15.87 14.00
哈氏可磨系数 HGI / 42 50
灰熔点
变形温度 DT ℃ 1290 1230
软化温度 ST ℃ 1340 1260
半球温度 HT ℃ 1380 1290
流动温度 FT ℃ 〉1500 1320
灰成分
煤灰中氧化钙 CaO % 3.73 6.53
煤灰中氧化镁 MgO % 1.09 0.92
煤灰中氧化钠 Na2O % 0.64 0.49
煤灰中氧化钾 K2O % 1.27 1.29
煤灰中氧化铁 Fe2O3 % 2.07 3.01
煤灰中二氧化硅 SiO2 % 56.87 58.61
煤灰中氧化铝 Al2O3 % 27.93 22.87
煤灰中二氧化钛 TiO2 % 0.68 0.96
煤灰中三氧化硫 SO3 % 3.72 3.89
煤灰中二氧化锰 MnO2 % 0.09 0.061
    
煤的冲刷磨损指数（报告编号：TPRI/T1-RC-851-2004）
冲刷磨损指数 Ke  1.47 0.89
煤中游离二氧化硅（报告编号：TPRI/T1-RC-776-2004）
煤中干基游离二氧化硅 （SiO2）d % 6.50 5.57

粉尘比电阻（报告编号：TPRI/T1-RC-842-2004） 表2.2-2
名称 测试温度（℃） 比电阻（Ω.cm）
设计煤灰 16 1.49x109
 80 8.50x109
 100 2.41x1010
 120 1.05x1011
 150 2.90x1011
 180 1.05x1011
  
校核煤灰 16 6.20x109
 80 4.60x1010
 100 3.60x1011
 120 1.62x1012
 150 3.05x1012
 180 1.00x1012
  
2.3 锅炉点火及助燃油
点火助燃燃料为#0轻柴油，由汽车运输至电厂。
0号轻柴油品质表 表2.3-1
运动粘度（20℃时） 3.0~8.0mm2/s
实际胶质 ＜70mg/100ml
酸度 ＜10 mgKOH/100ml
硫含量 ＜1.0%
水份 痕迹
机械杂质 无
凝固点 ≯0℃
闭口闪点 不低于65℃
低位发热值Qnet.ar 46158 kJ/kg
3 燃烧系统及辅助设备选择
3.1 燃料消耗量
根据煤质分析资料，本期两台600MW亚临界机组，锅炉BMCR工况耗煤量见表3.1-1。锅炉燃煤量的计算原则：年利用小时数按5500小时计算；平均日运行小时数按20小时计算。
锅炉耗煤量 表3.1-1
BMCR工况
项目 小时燃煤量（t/h） 日燃煤量（t/d） 年燃煤量（t/a）
1×600MW 设计煤种 406.1 8122 2233550
 校核煤种 471 9420 2590500
2×600MW 设计煤种 812.2 16244 4467100
 校核煤种 942 18840 5181000
3.2 制粉系统及辅助设备选择
3.2.1 燃烧及制粉系统配置
烟风及制粉系统图见图F375C2-J02-B03~B05。
由于锅炉所燃用的设计煤质白音华褐煤水份为29.6%，灰份Aar为15.99%，Qnet.ar=14.51MJ/kg，哈氏可磨性指数为42，属于老年性褐煤。《火力发电厂设计技术规程》中规定：对于大容量机组，在煤种适宜时，宜优先选用中速磨煤机；燃用高水分、磨损性不强的褐煤时，宜选用风扇式磨煤机。《火力发电厂设计技术规程》条文说明中指出：根据国外经验，对某些水份较高的（全水份Mt≈40%）的褐煤，也可采用中速磨煤机。
在可研阶段，大板电厂筹建处提供了一份白音华2号煤矿的燃煤特性评价报告，即《内蒙古白音华煤电公司新建600MW褐煤锅炉燃煤特性评价及炉膛选型试验研究》，由西安热工研究院有限公司电站清洁燃烧国家工程研究中心在2004年11月完成。此报告针对的是白音华坑口电厂，报告中根据1号矿煤样的试磨结果，对比评价了2号矿煤样的各种特性：
a) 正蓝电厂600MW锅炉，制粉系统采用了中速磨煤机制粉系统。其设计及校核煤质的全水份分别为29.5%和33%，与本工程采用的煤质数据极为相近；
b) 报告中谈到在2003年对白音华煤矿1号矿的煤样，在MPS32型磨上进行试磨，结果认为应选用风扇磨。鉴于白音华坑口电厂燃用的是白音华2号矿的煤，所以虽然未对2号矿煤样进行试磨，但对其煤质化验结果参照白音华煤矿1号矿试磨报告进行了对比评价：（1）白音华煤矿1、2号矿的煤质有较大差异，如1号矿煤的全水份为35.88%，2号矿设计煤质的全水份为29.6%，校核煤质的全水份为33%。（2）白音华煤矿为露天开采，对白音华坑口电厂而言，采出原煤经两级破碎后通过皮带输送到电厂原煤仓，输送距离约为4~5km。根据热工院对褐煤在生产、输送和储存过程中水分损失的有关研究结果，在原煤经长距离输送后，一般有百分之几的水分损失。（3） 热工院开展相关调研，据报导，国外有些高水分褐煤锅炉采用了原煤予干燥系统，通过抽烟气对下行干燥管的原煤进行预行干燥，可带走大量原煤水分。由上述讨论可见，在煤源改变、煤质有较大变化的情况下，再采用必要的干燥措施，白音华电厂制粉系统磨煤机选型还是可以按中速磨煤机考虑的，建议电厂进行必要的调研并与有关专家讨论确定。
以上是西安热工研究院有限公司电站清洁燃烧国家工程研究中心对白音华坑口电厂进行的评价，结论为：可选用中速磨煤机。
由于大板电厂与白音华坑口电厂燃用同一种煤质，即白音华煤矿2号矿褐煤。况且大板电厂距离白音华煤矿2号矿大约180 km，输送过程原煤的水分损失更大。所以在没有对白音华煤矿2号矿进行取样试磨的前提下，根据西安热工研究院对白音华坑口电厂制粉系统磨煤机选型的分析结果，我们认为大板电厂在可研收口阶段确定制粉系统采用中速磨是适宜的。
但是根据现有的煤质资料，设计煤质的干燥无灰基挥发份Vdaf=47.97%大于37%，属于褐煤。煤的全水分Mt=29.6%，空气干燥基Mad=14.20%，经计算煤的外在水分Mf=17.95%。校核煤质的干燥无灰基挥发份Vdaf=46.91%大于37%，也属于褐煤。煤的全水分Mt=33%，空气干燥基Mad=15%，经计算煤的外在水分Mf=21.176%。
煤的冲刷磨损指数：设计煤质Ke=1.47； 校核煤质Ke=0.89，此数据取自《内蒙古白音华煤电公司新建600MW褐煤锅炉燃煤特性评价及炉膛选型试验研究》中提供的西安热工研究院有限公司试验报告单。
按照《电站磨煤机及制粉系统选型导则》DL/T 466-2004中的9.2.4条款：
a) 当磨制褐煤的磨损指数Ke≤3.5，且煤的外在水分Mf大于19%时，宜选用风扇磨煤机炉烟干燥直吹式系统。
b) 当磨制褐煤的外在水分Mf≤19%时，宜选用中速磨煤机直吹式系统。
根据此规定，本工程的校核煤质对制粉系统磨煤机选型会产生影响。因此建议大板电厂筹建处在设备招标前对白音华煤矿2号矿煤进行试磨，根据试磨结论或者必要时邀请有关专家讨论确定最终的制粉系统磨煤机的形式。
试磨结论已确定：制粉系统采用中速磨煤机、正压直吹式制粉系统，每台锅炉配7台中速磨煤机，其中一台备用。中速磨煤机正压直吹式制粉系统结构紧凑，性能可靠，并且有较宽的煤粉细度可调范围。6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，燃烧器布置在前、后墙各自的分隔仓大风箱中。前墙上布置四层，后墙上布置三层，每层各布置六台，共42台燃烧器。同墙、同层分隔仓风室内的六台燃烧器由同一台磨煤机供应煤粉。每层燃烧器均位于彼此隔离的分隔风仓内。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7台电子称重皮带给煤机，6台运行一台备用。
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2套一次风暖风器、2套二次风暖风器及其附件。
每台锅炉配2台双室四电场静电除尘器。
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，由于大板电厂所属地区累年平均最低气温-1.1℃，累年极端最低气温-32.3℃，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。
每台锅炉配有2台密封风机，1台运行、1台备用，向磨煤机及给煤机提供密封风。密封风机入口接自一次风机出口的冷一次风道。密封风机由磨煤机制造厂家配套提供。
每台锅炉分别配有火焰监视冷却风机，向炉膛电视摄像机、火焰监测器提供冷却风。该风机由FSSS系统配套供货。
3.2.2 制粉系统的设备选择
3.2.2.1 原煤斗
每台炉设7只钢煤斗，每只煤斗的容积为690m3，6只钢煤斗的储煤量可满足BMCR工况设计煤种6.38小时的要求。7只钢煤斗的储煤量可满足BMCR工况设计煤种6.45小时的要求。
3.2.2.2 给煤机
每台炉配7台秤重皮带式给煤机。每台磨煤机配1台，出力10~100t/h，满足磨煤机低负荷时能连续运行的要求。6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±0.5%，采用变频调速电机，在进口和出口均设置断煤监控装置。
3.2.2.3 磨煤机
每台锅炉共设置7台中速磨煤机。6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%。由于校核煤种的低位发热量低于设计煤种的低位发热量，所需燃煤量高于设计煤种的燃煤量。所以在磨制校核煤种时，7台磨煤机运行，不设备用。其总出力在检修前（不考虑出力降低系数）满足锅炉最大连续蒸发量时的所需燃煤消耗量。
本工程每台锅炉装设7台中速磨煤机。6台磨煤机在磨制设计煤种时，磨煤机总出力（考虑出力降低系数）为锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的110%。其选择符合《火力发电厂设计技术规程》DL 5000-2000的要求。
磨煤机的容量应以设备运行在最大连续出力时，磨制所需的“基本”煤量，达到通过200目筛不少于65%和分离器出口风量及粉量偏差不大于5%为基础。
磨煤机技术数据表 表3.2-1
名称 单位 技术数据
磨煤机型式  MPS225HP-Ⅱ
磨煤机台数 台 7
煤种 — 设计煤质 校核煤质
哈氏可磨度HGI — 42 50
磨损系数Ke — 1.47 0.89
煤粒尺寸 mm ≤30 ≤30
全水分 Mar % 29.60 33
空气干燥基水分 Mad % 14.20 15.00
磨煤机出力
磨煤机最大出力 t/h 81.2
磨煤机保证出力（R90=35%） t/h 74.55
磨煤机单位电耗 kWh/t 6.5
负荷 — BMCR BRL 75%THA 30%THA BMCR
工况 — 设计煤质 校核煤质
燃煤量 t/h 406.1 394.2 281.4 135.2 471
磨煤机运行数量 — 6 6 5 3 7
磨煤机计算出力 t/h 67.7 65.7 56.28 45.07 67.3
环境温度 ℃ 20 20 20 20 20
磨煤机负荷率 % 83.8 81.3 69.7 55.8 74.3
磨煤机通风量 t/h 125 123.8 118.9 112.7 124.5
磨煤机入口一次风温度 ℃ 340.8 340.8 320 300 356.2
密封风量 t/h 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7
一次风率 % 29.21 29.21 32.81 35.67 36.76
磨煤机电机额定功率 kW 800
煤粉细度R90 % 35
煤粉水分 % 14.2 15
磨煤机出口
混合物温度 ℃ 65 65 65 65 65
磨煤机最大阻力 Pa 7660
3.3 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%。
在风机设计容量确定时除保证主机的铭牌出力外，还必须考虑在各部分工况下运行的经济性。按照2000版《火力发电厂设计技术规程》（以下简称“火规”）的规定，锅炉主要风机的设计点参数即风压、风量是在锅炉最大连续蒸发量（BMCR）工况的风量和风压基础上再乘以相关的风量、风压、温度裕量系数确定。根据前面的分析，在锅炉BMCR工况运行的几率较小，而在机组部分负荷的运行时间相对很长，如果按照“火规”选择锅炉风机，往往会造成锅炉风机长期在低负荷（相对于设计参数）运行，引起锅炉风机运行偏离高效区较远，运行效率低，厂用电耗增大，增加了运行成本。本期工程根据现有东北电网电厂的运行情况及机、炉、电的匹配情况，从节能角度出发，在确定“三大风机”的参数(风量、风压)时，以锅炉BRL工况（对应汽轮机TMCR或TRL工况）对应的风量、风压为基础，乘以相关的风量、风压、温度裕量系数。由于目前还未掌握我国电站锅炉辅机的运行情况，因此相关的设备运行老化、气温波动、煤质变化、裕量系数，还按照“火规”取用。这样确定辅机参数后，既可以保证机组在各种不利情况保证机组发出铭牌功率的电量，满足电网调度的要求，还能保证锅炉在BMCR工况（对应汽轮机VWO工况）运行，同时还节省厂用电耗。
基于BRL工况下选型的风机通过专题的论述可知：
a． 锅炉BMCR工况（对应汽机VWO工况），为非长期连续运行工况，用锅炉BRL工况的风量、风压选择锅炉主要风机并考虑适当裕量可以满足锅炉BMCR工况运行要求并有一定余量。
b． 按BRL工况选择风机，其运行工况点偏离设计工况小，即风机全年运行效率较高，从而节省厂用电耗。
c． 按BRL工况选择风机，风机和电机的容量都相对减小，因此可节省初投资。
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》（DL 5000-2000）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%）。
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》DL 5000-2000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。
TB点流量裕度为：40%；TB点压头裕度为：30%
3.3.2 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》DL 5000-2000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：10；TB点压头裕度：15
3.3.3 火焰检测冷却风系统
火焰检测冷却风系统设2台火焰检测冷却风机，供火焰检测探头冷却。
3.3.4 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、脱硫装置和烟囱排向大气。在除尘器后设有两台50%容量的轴流式静叶可调引风机。按”25条反措”要求，除尘器进口关断门可以在空预器着火事故下有效阻止火势向除尘器蔓延，降低设备损害程度，在除尘器进口烟道上设有电动隔离门。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设有联络管，在引风机入口烟道设有电动隔离门。除尘器阻力为不大于245Pa，漏风率为不大于3%。正常运行时，联络管也起平衡烟气压力的作用。本期两台炉共用一座烟囱，在吸风机出口装有严密的挡板风门，作隔离用。
本工程设有烟气脱硫系统，在引风机出口的总烟道上设有旁路门，以便在脱硫系统不能正常投运时，不影响电厂的正常运行。
3.3.5 密封风系统
该系统供磨煤机、给煤机的密封风。每台炉设2台100%容量的密封风机，1台运行、1台备用。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。
3.3.6 辅助设备选择
3.3.6.1 一次风机
一次风系统的特点是风量较小，而风压要求较高，风量随着机组的负荷变化而变化，其变化范围比较大，风机选型时需考虑空预器的漏风量、磨煤机切换时通风量增大等因素，风量裕量大，而一次风系统要求风压变化较小。动叶可调轴流风机具有结构紧凑、效率高、效率曲线平坦、调节性能好及检修维护方便等优点。由于动叶可调轴流风机的压力系数较低，为获得高的压头需采用双级叶轮，其制造要求相对较高，但其运行效率高，尤其是在变负荷工况下更加明显，选用动叶可调轴流式风机也是合适的。离心式风机具有结构简单、运行可靠、价格较便宜等优点，但是风机高效率区范围小。电厂在电力系统中主要承担基本负荷，同时也要能够满足电网调峰运行的要求，而在风机的调节特性及整个机组运行的经济性上轴流风机要明显优于离心式风机，因此本工程采用动叶可调轴流式一次风机。轴流一次风机采用入口消音器及本体隔音包覆来降低噪音。
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。
一次风机的风量包括锅炉在最大连续蒸发量时所需的一次风量（供给磨煤机干燥燃煤和输送煤粉所需的热风、磨煤机调温冷风）、全部给煤机、磨煤机的密封风量和制造厂保证的运行一年后的空气预热器漏风量。一次风机风量裕量40%，一次风机压头裕量30%。
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、暖风器。它的特点是较离心式风机运行效率高，尤其是低负荷运行时效率提高的较明显。并且检修方便。
一次风机的参数汇总 表3.3-1
工况及煤种
项目 TB工况 BRL工况
 设计煤种 设计煤种
风机入口体积流量（m3/s） 175.5 125.4
风机入口空气温度（℃） 31 31
入口空气密度（kg/m3） 1.15 1.15
风机出口全压（Pa） 18209 14007
电动机功率（kW） 4300
3.3.6.2 送风机
一般来说送风机的工作条件比较好，其设计风量是按锅炉最大连续蒸发量及空气预热器漏风最不利的情况来考虑，再加上风机的裕量等因素，使送风机的实际运行值偏离设计点较多。动叶可调轴流式风机，它具有调节范围广，运行效率高，经济性好，体积小、重量轻等优点，当机组负荷大范围变化、运行工况偏离设计值时，动叶可调风机仍能保持高效率。采用动叶可调轴流风机虽然价格较贵，一次性投资较大，但因能长期高效运行，因而年运行费用必然最小，经济效益显著优于其它类型的风机。基于以上原因，本工程送风机采用动叶可调轴流式。风机配有液压油站，用于动叶片的调节，调节灵敏度高，滞后作用小，能够满足机组控制要求。在风机叶轮进口处装有失速探针，能够及时发出信号，从而保护风机不在喘振区运行。风机装有入口消音器及本体隔音包覆以降低风机噪音。
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、暖风器。动叶可调轴流风机运行效率高，检修方便。
送风机风量和压头选择计算取设计煤种和锅炉在最大连续蒸发量制造商保证的空气预热器运行1年后的送风侧净漏风量之和。送风机风量裕量10%，送风机压头裕量15%。
送风机的参数汇总 表3.3-2
工况及煤种
项目 TB工况 BRL工况
 设计煤种 设计煤种
风机入口体积流量（m3/s） 236.6 176.3
风机入口空气温度（℃） 23 23
入口空气密度（kg/m3） 1.185 1.185
风机出口全压（Pa） 5240 4367
电动机功率（kw） 1650
3.3.6.3 吸风机
吸风机是输送含尘且温度较高的烟气，工作条件较差，从目前国内大型机组吸风机的配套及生产情况来看，动、静叶调节的轴流风机均可选用，但从两种型式风机的设计及运行特点来分析，其各有利弊。静叶可调轴流风机对尘粒的适应性优于动叶可调轴流风机。静叶可调轴流式风机对含尘量的适应性一般不大于400mg/Nm3，而动叶可调轴流风机一般则只能承受不大于150mg/Nm3的含尘量。因此，静叶可调轴流式风机对含尘烟气的适应性较强，且运行稳定，比较适合吸风机的运行特点。动叶可调轴流式风机负荷调节性较好，低负荷经济性好，但价格较高，叶片对烟气的含尘量较为敏感。鉴于以上情况，从将来设备的寿命及运行的可靠性和经济性考虑，本工程的吸风机采用静调轴流式风机。
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。
吸风机风量和压头选择计算取锅炉燃用设计煤种和锅炉在最大连续蒸发量时的烟气量、制造商保证的空气预热器运行1年后漏入烟气侧的风量及锅炉下游烟道漏风量之和考虑。吸风机风量裕量15%、另加15℃温度裕量；吸风机压头裕量25%。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，耐磨性能要好，检修维护方便性要好。
吸风机的参数汇总 表3.3-3
工况及煤种
项目 TB工况 BRL工况
 设计煤种 设计煤种
风机入口体积流量（m3/s） 626.1 514.8
风机入口温度（℃） 153.5 138.5
入口空气密度（kg/m3） 0.82 0.82
风机出口全压（Pa） 5169 4135.2
电动机功率（kw） 4350
3.3.7 烟囱
本期工程两台锅炉共用一座套筒式烟囱，烟囱高210米、出口内径9.5米。
3.3.8 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和二次风机进口风道上安装暖风器。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：
a) 吸风温度（当地冬季采暖温度）：－18℃。
b) 换热计算蒸汽压力：0.8MPa，蒸汽温度：250℃。
c) 强度计算蒸汽压力：1.4MPa，蒸汽温度：350℃。
d) 暖风器出口风温：一次风31℃；二次风23℃。
e) 一次风暖风器为3片并联，换热面积为：570m2。
f) 二次风暖风器为4片并联，换热面积为：756m2。
g) 暖风器疏水经暖风器疏水箱、疏水泵进行回收。
3.4 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 表3.4-1
序号 名称 温度（℃） 风量（m3/h） 管道规格（mm） 管道截面积（m2） 计算流速 推荐流速
      m/s
1 一次风机吸风道 31 383461 3200x3000x5 9.6 11.10 10~12
2 一次风机出口风道 31 383461 3500x2700x6 9.45 11.27  10~12
3 冷一次风道联络管 31 134211 1500x2400x5 3.6 10.36  10~12
4 一次风空预器出口热风道 395 723593 3500x2890x6 10.115 19.87  15~25
5 热一次风道 395 723593 3500x2890x6 10.115 19.87  15~25
6 热一次风道支管 395 241198 2000x1700x6 3.4 19.71  15~25
7 调温风（含密封风）母管 31 54161 Ф1320x5 1.37 10.98 10~12
8 调温风管支管 31 18054 Ф720x5 0.41 12.23  10~12
9 磨煤机入口温风道 350 158400 2000x1100x6 2.2 20.00  15~25
10 送粉管道 65 108864 Ф630x10 0.292 25.89  22~28
11 密封风母管 31 30561 Ф820x5 0.53 16.02  13~25
12 密封风支管 31 12224.4 Ф480x5 0.18 18.86  13~25
13 送风机吸风道 23 661519 4600x3600x5 16.56 11.10  10~12
14 二次风空预器进口风道 23 661519 4600x3600x5 16.56 11.10  10~12
15 冷二次风道联络管 23 231532 1500x3600x5 5.4 11.91  10~12
16 热二次风道 377 1452659 4000x5000x5 20 20.18  15~25
17 热二次风道联络管 377 726330 4000x2500x5 10 20.18  15~25
18 空预器出口烟道 138 1823740 10000x4120x6 40.12 12.63  10~15
19 除尘器入口烟道 138 911870 4600x4800x6 22.08 11.47  10~15
20 除尘器出口烟道 134.7 931739 4600x4800x6 22.08 11.72  10~15
21 除尘器出口联络烟道 134.7 652217 4600x3500x6 16.1 11.25  10~15
22 吸风机入口烟道 134.7 1863478 4800x7500x6 36 14.38  10~15
23 吸风机出口烟道 134.7 1863478 6000x7000x6 42 12.32  10~15
24 吸风机出口合烟道 134.7 3726956 12000x7000x6 84 12.32  10~15
3.5 点火燃油系统
关于等离子点火，虽然锅炉装设等离子点火装置已有成功实例，且节油效果显著，但至今没有得到锅炉制造厂的认可，也就是说还没有正式纳入锅炉制造规程，锅炉制造厂对等离子点火装置是否会影响锅炉运行安全和运行性能没有明确态度，因此，建议业主对是否装设等离子点火装置，要与锅炉制造厂充分协商，并慎重考虑。
如果本期工程考虑上等离子点火，则设油罐可为2台500m3。根据业主意见本期工程点火系统同步上等离子点火系统。本工程燃油系统作为备用设施。根据褐煤煤粉水分高的特点，在磨煤机入口加小油枪的方式加热一次风来满足制粉所需的一次风温的要求。
每台锅炉配备一层等离子燃烧器。由于等离子点火系统部分未招标确定，具体在下阶段再根据招标确定。当等离子燃烧器对应的磨煤机、等离子辅助系统等发生故障，无法采用等离子点火进行锅炉启动时，则利用锅炉原有的上层点火油枪用油进行点火启动。
点火及助燃备用油系统采用0号轻柴油。锅炉点火方式：高能点火装置直接点燃油枪，油枪点燃煤粉。
每炉配42只油枪，每支油枪的出力为1000kg/h。油枪既可点火，也可满足锅炉低负荷时助燃的需要。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。本期工程供油系统设置2台500m3钢制油罐，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。油泵房内还设有2台100%容量供油泵及滤油器、油水分离器等。本系统流程图参见F375C2-J02-B06~B07。
本系统考虑有消防灭火措施。在机组启动前及检修期间，都进行蒸汽吹扫，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。详细说明见水工专业说明书。
3.6 烟气脱硫系统
本期工程的脱硫系统将与工程建设同步进行，为了保证脱硫系统有一个较高的脱硫效率，脱硫系统将采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺。脱硫系统主要流程为：从进烟囱前的水平烟道将烟气引出，经增压风机、吸收塔后经烟囱排放至大气。系统中将设置必要的隔离挡板，用以保证机组的正常运行。考虑脱硫后湿度较大，烟气中SO3的分压上升，在脱硫出口烟道和烟囱内筒处均要考虑防腐措施。详见脱硫部分说明书。
3.7 烟气脱硝系统
根据要求，本工程预留烟气脱硝装置安装位置。
SCR反映塔模块布置一般有2种，一种是高灰份布置方式，一种是低灰份布置方式。本期工程采用高灰份布置模块。这种布置是SCR反应器布置在省煤器后、空气预热前，锅炉尾部烟气温度适合烟气催化剂产生还原的运行要求。
脱硝SCR模块采用锅炉最后一排柱后、除尘前水平烟道上部布置脱硝装置，脱硝装置布置在除尘器前烟道框架顶部。

注：带*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。
4.3.4 给水系统
给水系统按最大运行流量即锅炉最大连续蒸发量（BMCR）工况时相对应的给水量进行设计。
由于给水泵是发电厂重要辅机之一，其投资在全厂辅机中占有较大比例，同时若采用电动给水泵方案，给水泵电动机将是最大的厂用电负荷，对电厂安全、经济运行起着非常重要的作用，且不同的给水泵的型式对主厂房布置的格局也有很大的影响，因此对本工程空冷机组给水泵驱动配置方式选择就显得至关重要。
据了解目前国内外已投运的及在建的大型空冷机组则大多采用电动给水泵的驱动方式。归纳600MW级空冷机组给水泵可行的配置方案主要有如下四种：
a) 3X35%容量电动给水泵.
b) 2X50%容量电动给水泵+1X30%容量电动给水泵（或2X50%容量电动给水泵）。
c) 2X50%容量电动给水泵+1X30%容量电动给水泵（2台机组共用30%容量备用泵）。
d) 2X50%容量电动给水泵。
通过对前四种电动给水泵配置方案的比较，方案1，3X35%容量电动给水泵配置方案初投资最低，经济效益最好，耗水指标低，符合本工程建设空冷机组达到节水目的的初衷。
综上所述就本工程亚临界空冷机组而言，采用3X35%容量电动给水泵配置方案如以下明显优势：
a) 初投资少、投资收益高、经济性好；
b) 耗水指标低，符合国家“节能降耗”的产业政策；
c) 运行灵活性好、安全可靠性较高；
d) 对本电厂所在地区的气候及电网特点适应性好；
e) 设备备用率低，有效利用率高；
f) 主厂房布局紧凑，主厂房容积少，厂区占地面积小；
g) 电泵设备外形小，运行检修条件好。
h) 完全满足亚临界空冷机组启动运行要求。
故本工程推荐采用3X35%容量的电动给水泵方案。有关给水泵配置方案详细论述《锅炉给水系统优化研究》F375C2-J04-01。
4.3.4.1 给水系统采用单元制，系统设置3台35%容量的电动给水泵，电动给水泵与前置泵不考虑交叉运行。在1台电动给水泵故障时，另2台电动给水泵运行能满足汽轮机70~80%额定负荷的需要。
每台电动给水泵上各自带有返回除氧器的最小流量再循环管道，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。
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3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，三通阀要实现快速动作。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F375C2-J02-T06图。
4.3.4.2 给水系统主要设备技术规范
a) 电动给水泵 表4.3-4
主给水泵 
台数 每台机3台
入口流量 825t/h
扬程 ~2169mH2O
电动给水泵前置泵 
台数 每台机3台
流量 825t/h
扬程 ~140mH2O
电动机 7500kW，10000V
b) 高压加热器
3台全容量的卧式高压加热器有效面积分别为： 表4.3-5
1号高压加热器 ~2500m2
2号高压加热器 ~2200m2
3号高压加热器 ~1600m2
c) 该系统主要管道材料选用 表4.3-6
 名称 管道规格 管道材质
1 主给水管道支管 OD323.9X28 WB36
2 主给水管道母管 0D508X40 WB36
4.3.5 凝结水系统
凝结水泵容量布置方案，对机组运行可靠性和运行经济性以及设备的投资有很大的影响，凝结水泵的台数和容量的优化选择，取决于机组容量在具体电网中的地位、设备质量、设备投资等多种因素。
根据机组运行模式及起停模式，对2X100%容量凝泵（简称方案1）、3X50%容量凝泵（简称方案2）2X100%容量凝泵加变频器（简称方案3）、3X50%容量凝泵加变频器（简称方案4）配置方案，从运行可靠性及运行经济性和设备投资费用方面，通过技术经济综合比较分析，3x50%容量泵的配置方式有更好的运行可靠性与运行经济性。
凝结水泵配置经过优化专题确定最优推荐方案为3x50%凝结水泵方案。有关凝结水泵配置方案详细论述见第4卷第4册专题报告3《凝结水泵优化研究》。
4.3.5.1 凝结水由排汽装置引出，然后分成三路至三台凝结水泵入口，凝结水泵出口合并一路后经过凝结水精处理装置，再经一台轴封冷却器和三台低压加热器进入除氧器。在此过程中，凝结水被加热、除氧、化学处理和净化。
每台机组设3台50%容量立式、定速、电动筒型凝结水泵，其中两台运行，一台备用。凝结水精处理为100%中压系统。5、6、7号低压加热器都为小旁路。
除氧器为内置式，除氧水箱有效容积为235m3，相当于约6.8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管路至排汽装置。再循环装置的容量为满足轴封冷却器以及凝结水泵的最小流量。
每台机组设有1台500m3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，并作为排汽装置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、补水和锅炉充水等。
本系统还向减温水的提供减温水。
在类似湿冷机组凝汽器位置上设置有低压缸排汽管道及在排汽管道底部设置的凝结水箱（以下简称“排汽装置”），与低压缸采用不锈钢膨胀节的柔性连接。排汽装置除能接受主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号低加和低压旁路的三级减温减压器。凝结水系统流程图见F375C2-J02-T05图。
4.3.5.2 凝结水系统主要设备技术规范
a) 除氧器 表4.3-7
除氧器有效容积 235 m3
除氧器额定出力 2184t/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 
除氧器最高工作压力 0.9276MPa（a）
除氧器最高工作温度 338.4℃
除氧器进口水温 131℃
除氧器出口水温 169℃
b) 低压缸排汽装置 表4.3-8
序号 项目 单 位 数据
1 设计参数 MPa /℃ 0.1/90
2 接口尺寸 mXm 6.58×4.912
3 重量 T ~442
4 与排汽缸的连接形式  补偿节弹性连接
5 排汽管规格 mm/mm Φ6020×20
c) 凝结水贮水箱
水箱容积：500m3
d) 凝结水泵 表4.3-9
台数 3台
流量 860t/h
扬程 ~340mH2O
电动机 1100kW，10kV
e) 凝结水输送泵 表4.3-10
流量 100m3/h
扬程 ~100 mH2O
f) 低压加热器 表4.3-11

序号 项目 #5低加 #6低加 #7A低加 #7B低加 备注
1 压力降     加热器的编号按汽机抽汽压力由高到低排列
 管侧压力降（MPa） ≤ 0.1 ≤ 0.1 ≤ 0.1 ≤ 0.1 
 壳体压力降（MPa） ≤ 0.02 ≤ 0.02 ≤ 0.02 ≤ 0.02 
 壳体每段压力降（MPa）     
2 设计管内流速（m/s） 2.1 2.1 2.1 2.1 
 管内最大流速（m/s） 2.2 2.2 2.2 2.2 
3 有效表面积（m2） 1000 1080 870 870 
 每段有效表面积（m2） 961/39 998/82 718/152 718/152 
4 换热率（kJ/h） 110×105 1177×105 1308×105 130×105 
5 总换热系数（kJ/hr.℃.m2） 13522 13286 12715 12715 
6 给水端差（℃） 2.8 2.8 2.8 2.8 
7 疏水端差（℃） 5.6 5.6 5.6 5.6 
8 加热器壳侧:     
 设计压力（MPa） 0.6 0.6 0.6 0.6 
 设计温度（℃） 250 200 150 150 
 试验压力（MPa） 0.9 0.9 0.9 0.6 
 壳侧压力降（MPa） ≤ 0.02 ≤ 0.02 ≤ 0.02 ≤ 0.02 
9 加热器管侧     
 设计压力（MPa） 4.0 4.0 4.0 4.0 
 设计温度（℃） 150 130 110 110 
 试验压力（MPa） 5.0 5.0 5.0 5.0 
 管侧压力降（MPa） ≤ 0.1 ≤ 0.1 ≤ 0.1 ≤ 0.1 
10 净重（kg） ~21103 ~26190 ~22368 ~22368 
 壳体净重（kg） ~7990 ~8540 ~9476 ~9476 
 管束与管板净重（kg） ~13113 ~17000 ~11083 ~11083 
 运行荷重（kg） ~33460 ~36313 ~30195 ~30195 
 充水荷重（kg） ~46950 ~49850 ~43750 ~43750 
g) 汽封系统设备 表4.3-12
名称 单位 数值
1、汽封蒸汽调节器  
型式  气动
尺寸 mm 
压力调节范围 MPa.g 0.021~0.031
2、汽封排气风机  
型式  离心式
制造厂  
数量 台 2
容量 m3/h 2400
排汽压力 kPa.g 30
转速 r/min 2930
材料：  
壳体  Q235-A
轴  #45
叶轮  1Cr18Ni9
电动机  
型式  Y160M1-2（三相异步防爆）
容量 kW 11
电压 V 380
转速 r/min 2930
总重 kg 300
3、汽封蒸汽冷却器  
型式  管壳卧式
制造厂  卖方
冷却表面积 m2 150
冷却水流量 kg/h 1364
管子尺寸和厚度 mm Φ25×1
管子根数 根 487
传热系数 kJ/h.m2.℃ 1046
管阻 MPa.g 0.0187
尺寸：  
总长 mm 5548
壳体直径 mm 820
设计压力：  
管侧 kPa.g 3700
壳侧 kPa.g 590
设计温度：  
管侧 ℃ 90
壳侧 ℃ 300
材料：  
管子  TP304
壳体  Q235-A
水室  16MnR
管板  16Mn
总重 kg 4345
4.3.6 高压加热器疏水、放气系统
高压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，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，单独接至置于排汽装置壳体侧的疏水扩容器内。
所有疏水调节阀布置宜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，并采用厚壁管式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F375C2-J02-T13。
4.3.7 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，最后一级疏水至排汽装置壳体侧的疏水扩容器。每台低加均设有单独的事故放水管道，分别接至排汽装置壳体侧的疏水扩容器。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，并采用厚壁管。低压加热器疏水、放气系统流程图见F375C2-J02-T14图。
4.3.8 开式循环冷却水系统
开式循环冷却水系统为闭式水热交换器及汽轮机润滑油冷却器、发电机润滑油冷却器、发电机氢气冷却器、机械真空泵冷却器、电动给水泵工作油及润滑油冷却器等部分辅机提供冷却水。冷却水自水工带压进水管接入，经与设备进行热交换后排至水工回水管。本系统包括过滤器、管道及附件。开式循环冷却水系统流程图见F375C2-J02-T08图。
开水量统计表 表4.3-13
序号 用水项目 每台机组用水量（m3/h） 备注
1 汽轮发电机润滑油冷却器 500 
2 发电机氢气冷却器 2x250 
3 锅炉给水泵及其前置泵润滑油冷却器 3x80 
4 锅炉给水泵及其前置泵工作油冷却器 3x150 
5 锅炉给水泵电动机空气冷却器 3x85 
6 机械真空泵冷却器 2x75 
7 电液控制油冷却器 60 
8 闭式水换热器 720 
9 发电机空侧密封油冷却器 60 
10 发电机氢侧密封油冷却器 60 
11 发电机定子冷却水冷却器 350 
12 空调系统冷却水 170 
 总计 3405 
 取值 3600 

注：以上水量为估计值。
4.3.9 闭式循环冷却水系统
本系统由两台100%容量的闭式循环冷却水泵、两台65%容量的闭式水热交换器、一台10m3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。主厂房内的主、辅机设备的冷却水均由本系统提供。
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。 表4.3-14
闭式循环冷却水泵主要技术规范
流量 ~660t/h
扬程 ~55 mH2O
闭式水热交换器主要技术规范
型式 板式
流量 ~660t/h
闭式水量统计表 表4.3-15
序号 用水项目 每台机组用水量（m3/h） 备注
1 锅炉给水泵机械密封水冷却器 3x10 
2 锅炉给水泵前置泵机械密封水冷却器 3x10 
3 抗燃油冷却器 20 
4 凝结水泵电机冷却水 3x30 
5 闭式循环冷却水泵 30 
6 汽水取样冷却器 40 
7 磨煤机润滑油站 90 
8 空气预热器轴承冷却 15 
9 送风机冷却器 10 
10 一次风机冷却器 10 
11 空压机房 180 
 总计 545 
 取值 600 

注：以上水量为估计值。
闭式循环冷却水系统流程图见F375C2-J02-T071/3-3/3图。
4.3.10 服务水系统
服务水量统计表 表4.3-16
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 7 
3 空气预热器冲洗水 350 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F375C2-J02-B11。
4.3.11 排汽装置、疏水扩容器及有关管道系统
排汽装置壳体两侧设疏水扩容器，以接收设备及管道疏放水。排汽装置颈部设有低压旁路接口。每个排汽装置上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。
4.3.12 汽轮机润滑油净化、贮存、排空系统
每台机组装设一套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等设备提供润滑油，并为发电机氢密封油系统提供油源。
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、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。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F375C2-J02-T10图。
4.3.13 锅炉本体疏水放气系统
汽包连续排污引至连续排污扩容器；定期排污扩容器除接受汽包紧急事故防水、锅炉水冷壁联箱的排污水外，还接受来自锅炉疏水母管的排水、管道疏水箱放水等。
定期排污扩容器的排水经一个倒“U”形水封排至水工专业降温池，倒“U”形水封是为了维持扩容器内有一定的水位，为了防止水封管的虹吸作用将扩容器中的水抽尽，水封管的最高处与扩容器的排汽管相通。
定期排污疏水扩容器容积：50m3
锅炉本体疏水放气系统流程图见F375C2-J02-B12图。
4.3.14 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
4.3.14.1 氮气系统
当锅炉停运一段时间时，过热器、再热器、省煤器、水冷壁、汽包、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。
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。
此系统为两台机组共用。
4.3.14.2 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。
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。
此系统为两台机组共用。
4.3.14.3 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。
此系统为两台机组共用。
大宗气体储存与分配系统流程图见F375C2-J02-T12。
4.3.15 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，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。
4.3.16 主厂房无压放水母管系统
在主厂房的运转层、中间层（6.9m）及零米层分别设一放水母管，用于接收管道的放水，以上母管合成一根管道并排至水工排水系统。
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。

以上2个主厂房优化布置方案同国内600MW级机组常规设计相比，经过对主厂房布置的优化设计，设备、管道布置十分紧凑，主厂房占地面积和容积均大幅度减少，大大降低了工程造价。
从技术指标方面来看，方案一和方案二均是可行方案。
从经济指标方面来看，方案一主厂房比方案二主厂房总投资低188万元。
从检修设施和检修通道的设置方面来看，方案一、方案二均在压缩主厂房尺寸的同时充分考虑了设备检修的方便可行、检修维护通道的通畅。
综合上述，本期工程主厂房布置推荐方案一。
各方案的详细论述见专题报告《主厂房布置优化研究》。
本期工程主厂房布置推荐方案一，采用汽机房与除氧间合并布置、锅炉房紧身封闭方案。主厂房按汽机房、煤仓间和锅炉房的顺序排列，主厂房为钢筋混凝土结构，锅炉构架为钢结构。
汽轮发电机组按纵向顺列布置，汽机头部朝向固定端。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。
锅炉紧身封闭岛式布置。在锅炉钢构架范围内的18m运转层设钢制大平台。
主厂房为左扩建（从汽机房向锅炉房看）。
6.2 主厂房主要尺寸
主厂房主要尺寸汇总 表6.2-1
名称 项目 数值（单位：m）
汽机房
（汽机房与除氧间合并） 柱距 10/9.5
 双柱柱距 1.5
 跨数 17
 跨度 34
 本期总长度 171
 中间层标高 EL+6.900
 运转层标高 EL+13.700
 行车轨顶标高 EL+26.000
 汽机房屋架下弦标高 EL+28.800
 桥式起重机跨度 32.8
煤仓间 柱距 10/9.5
 跨数 17
 跨度 12
 总长度 171.5
 运转层（给煤机）标高 EL+18.000
 皮带层标高 EL+43.000
锅炉部分 锅炉大板梁顶标高 EL+90.000
 运转层标高 EL+18.000
 炉前跨度 8.000
 锅炉宽度 53.6
 锅炉深度 58
汽机房A排柱中心线至烟囱中心线 186.500
6.3 汽机房布置
6.3.1 汽轮发电机组纵向布置，机头朝向固定端，汽机房运转层为大平台结构。
汽轮机全长27米，发电机激励磁机本体长度15.755米，机头罩壳前壁至发电机尾部总长46.459米。汽轮机端至发电机中心距离为6.24米，发电机中心至发电机抽转子所需纵向长度约20.230米（直抽），整个汽轮发电机组所需纵向长度为27+6.24+20.230=53.470米。
考虑检修场地的需要，两台机组之间设一个两机共用的零米检修场，供起吊重物或大件使用。汽机房总长度171米。
6.3.2 汽机房跨度为34米，汽轮发电机组中心线距A排柱为15.000米。
6.3.3 汽机房分三层，即零米层，中间夹层除在A列4号至6号柱和13号至15号为7.9米外，其余为6.9米，运转层13.70米。
6.3.3.1 在两台低压缸的下方布置有两台排汽装置，排汽装置上部与低压缸排汽口柔性连接，下部刚性支撑在汽轮机底板座上。汽轮机排汽先进入排汽装置，然后通过两根直径6.0m的低压缸排汽管道，从汽机房A列引出主厂房至空冷凝汽器。在发电机侧靠B排柱侧布置三台凝结水泵。发电机尾部布置有380V/220 V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。零米汽轮机侧布置有闭式循环水泵、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。在排汽装置机两侧布置汽机高加事故疏水扩容器和汽机本体疏水扩容器。1号机组靠B排柱侧布置有厂房采暖换热装置。靠B排底层零米，设有三台电动调速给水泵组、液力偶合器，在给水泵组与凝结水泵坑之间纵向留有2.5米宽运行维护通道。电动给水泵组上方6.9米层下设置给水泵检修起吊装置。
由于空冷机组的抽真空管道主要取自空冷岛空冷凝汽器，按功能分区、合理布局的设计原则，将3台真空泵集中布置空冷岛下方，与电气的空冷岛电子设备间合并布置。可有效缩短真空管道长度，保证机组运行真空度要求。
6.3.3.2 中间6.900米层靠B排侧布置有2、3号高加及其管道，同时布置有热控汽机电子设备间。汽机侧布置的设备有高压旁路装置、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。7号低压加热器布置在排汽装置喉部。汽轮机靠A列侧布置了套装油管道。主要管道有主蒸汽管道、再热热蒸汽管道。机尾发电机侧为高压厂用配电装置室。
6.3.3.3 汽机运转层为大平台结构，汽轮发电机纵向顺列布置，靠A排侧布置有低压旁路和5、6号低加及其管道，靠B排侧布置有除氧器、1号高加、锅炉连续排污扩容器、生水加热器和闭式循环冷却水的膨胀水箱。在固定端和扩建端布置有热控汽机电子设备间。运转层的大平台为汽机的主要检修场地，留有凝结水泵、主油箱设备等起吊孔。为解决汽机房通风问题，在运转层上设有格栅孔，通过设置于汽机房屋顶的通风器排往室外，改善运行条件。
6.4 煤仓框架布置
煤仓框架分零米底层、18.000米层、43.000米层共三层。
6.4.1 底层布置7台中速磨煤机，在C排侧留有通道作为运行检修用。根据磨煤机检修高度要求，过轨吊车的梁顶标高为14.00米。
6.4.2 在18.000米运转层布置有给煤机，每台机组7台给煤机。另外此层下主要是送粉管道布置空间，在固定端设有检修场地。18.000米至43.000米层间布置有7座煤斗。
6.4.3 43.000米层为输煤皮带层。
6.5 锅炉布置
锅炉为紧身封闭采用岛式布置，锅炉钢架范围内运转层平台（18.000米层）为钢梁现浇钢筋混凝土板组合结构的大平台，各层平台根据设备运行维护的需要设置。每台炉设1部1.5t客货两用电梯，在锅炉本体主要平台层设停靠层。
两台锅炉之间布置有集控综合楼。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后部风机房内，炉后沿烟气流向依次露天布置两台双室四电场静电除尘器及室内布置两台吸风机。引风机采用纵向布置在烟道下方，引风机室与烟道支架合并布置，采用钢筋混凝土结构。一次风机、送风机、吸风机均为室内布置，并且在锅炉后部风机房上方预留脱硝装置空间。在总烟道上接有脱硫装置的位置。
本工程两台机组共用一座高210米、出口直径9.5米的烟囱。烟囱后面布置有脱硫装置。
6.7 安装及检修设施
6.7.1 汽机房设两台80/20t电动双梁桥式起重机，可调速轻级工作制。按新型不等高吊车设计，以降低汽机房屋架下弦标高。
6.7.1.1 汽轮发电机主要部件重量、最大吊装重量
汽轮发电机各主要部件重量 表6.7-1
名称  重量
高中/低压转子数量和重量 kg 34000/2×62000
高中压/低压外缸上半 kg 37900/2×38176
高中压/低压外缸下半 kg 43900/2×61847
高压主汽调节联合阀 kg 2×13800
中压联合汽阀 kg 2×19000
安装时最重件名称/重量 kg 低压外缸下半/61847
检修时最重件名称/重量 kg 低压转子/62000
本体总重 kg 1240000
行车吊钩至汽轮机中心线的最小距离：  
带横担时 m 11.169
不带横担时 m 9.24
发电机主要部件  
发电机本体总重 kg 465000
发电机定子 kg 300000
发电机转子 kg 66500
最大吊装重量 表6.7-2
安装时，低压下汽缸外缸 61.847t
检修时，低压转子 62t
最重部件，发电机定子 300t
6.7.1.2 最大起吊高度
汽机房屋架下弦标高主要取决于汽轮机部件最大起吊高度。按照哈汽厂提供起吊设备方案资料，自运转层13.7m算起，汽轮机高中压缸外缸上缸最小起吊高度（包括绳索）为11.470m（至汽机房运转层），行车大钩中心至行车轨顶距离为0.52m，（参考杭州华新机电工程有限公司数据），上述有关数值累计为：13.7+11.470+0.52 =25.69m，考虑设计裕量，汽机房行车轨顶标高暂取26.00m。轨顶至行车上方最低净空为2.35m，考虑设计裕量，屋架下弦标高取28.80m。
6.7.2 汽轮机主油箱上方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。
6.7.3 7号低压加热器布置在排汽装置喉部，考虑检修采用双轨水平抽芯子。由于汽机房对应排汽装置向A排柱墙间设有4000x4000的活动墙板，满足抽芯子要求。
6.7.4 5、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。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米层均留有两机公用的安装检修孔。
6.7.5 在电动给水泵组及电动机上方设电动吊车，设在上部梁底部供给水泵检修使用。
6.7.6 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。
6.7.7 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。
6.7.8 锅炉炉顶设3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。且每台锅炉设置1台1.5吨客货两用电梯。
6.7.9 磨煤机和电动机上方设有检修起吊用的过轨吊。
6.7.10 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。
6.8 主厂房主要运行、维护通道
6.8.1 汽机房零米靠A排柱设有纵向通道，在汽机房零米电动给水泵组侧，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米层和运转层采用大平台布置结构，通道宽敞通畅，便于巡视。
A排柱侧在固定端及两台机组中间设有平台扶梯通向各层，B排柱侧在两台机组中间及扩建端侧设有平台扶梯通向各层。
6.8.2 煤仓间框架零米靠B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18.000米层与锅炉运转层相通。
煤仓框架43.000米皮带层在皮带二侧均设有运行、巡视通道，并设有通向锅炉本体的横向联络平台。
6.8.3 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制大平台。有足够的运行、巡视及检修用通道。
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
本期工程设有一座空压机站，热机专业与除灰专业合并，全厂统一考虑，共设置8台空气压缩机，其中6台运行备用和2台检修备用。空气压缩机采用螺杆式，出口参数为：0.8MPa、40m3/min。仪用及厂用压缩空气以及除灰专业用气从系统上分开，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、30m3的缓冲罐，能够满足厂用压缩空气要求；为除灰专业用压缩空气配置2台0.8MPa、20m3的储气罐，能够满足除灰专业用用压缩空气要求。
7.2 油库区及油泵房
本期工程设置两台500m3钢质拱顶油罐。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两台100%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
由于本工程锅炉为自然循环锅炉，不同于强制循环，锅炉本体设有临炉加热系统。临炉加热蒸汽参数为0.98MPa、350℃ 、40t/h。所以本工程需要设置两台3.82MPa、450℃、35t/h的集装燃油锅炉。锅炉房采用单层布置，鼓风机室设置在炉后，除氧器露天布置在辅助间的屋面上，烟囱采用钢制烟囱，两台炉共用。启动锅炉系统设置两台110%的给水泵；除氧器为大气式热力除氧器；鼓风机为离心式；启动锅炉房内配备两台减温减压器。启动锅炉系统的所有设备均为运行设备，不设备用。
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、岩棉管壳、岩棉板或毡、硅酸铝纤维绳。保温材料按下述原则设计：
a) 介质温度在350oC及以上，且管径大于φ38的汽水管道、热风道采用硅酸铝岩棉复合材料；
b) 介质温度在350oC以下的汽水管道及送粉、烟道采用岩棉管壳、岩棉板和高温玻璃棉；
c) 阀门采用可拆卸的阀门罩壳，内保温采用硅酸铝；
d) φ38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δ=0.5mm，室外用δ=0.7mm，大截面矩形烟风道采用δ=0.7mm的镀锌铁皮。
8 空冷岛热机部分
8.1 设计范围
8.1.1 真空排汽管道系统
从排汽装置出口至空冷凝汽器蒸汽分配联箱入口的管道，包括两个排汽管道之间的压力平衡管道。
8.1.2 凝结水系统
从空冷凝汽器的凝结水出口至排汽装置热井入口。
8.1.3 抽真空系统
从空冷凝汽器逆流管束上联箱出口至水环式机械真空泵入口，含真空泵选型设计。
8.1.4 疏水系统
从排汽管道疏水点至排汽装置热井入口的疏水管道。
8.2 执行标准及规范
汽水管道的相关国内标准
压力容器的相关国内标准
美国HEI标准
美国EJMA标准
美国 ASME Section III ；ASME Section VIII Division 2, App 4 & 5；
德国VGB标准
美国ASME B31.1标准
8.3 真空排汽管道系统
8.3.1 系统功能
a) 将汽轮机低压缸排汽从排汽装置中顺畅均匀地排入空冷凝汽器。
b) 使排汽管道母管具有超压保护能力。
8.3.2 系统范围
本系统包括排汽装置到空冷凝汽器之间的连接管道、波纹管膨胀节、阀门和附件，以及薄膜安全阀及其连接管件，管道的支吊架管部及其弹簧。
8.3.3 系统设计准则
排汽管道能够在机组启动、汽轮机旁路投运和正常运行的各种运行工况下将汽轮机排汽从排汽装置排入空冷凝汽器内。排汽系统的设计参数是以汽轮机调节阀全开为基础的，同时考虑其它运行工况可能产生的不利因素。汽轮机低压缸排汽出口为两个,每个出口配有一个带凝结水箱的排汽装置，总排汽量为1343t/h。空冷凝汽器为直接冷却系统，汽轮机的排汽直接送至干式冷却塔冷却凝结，从而省略了常规系统的凝汽器。排汽管道从低压缸排汽装置出口至空冷凝汽器蒸汽分配联箱入口的管道，两个排汽管道之间设有平衡管道以保证两根排汽管道的流量平衡和压力平衡。具有超压保护能力以保护排汽管道系统和空冷凝汽器及其附件。排汽系统还应满足机组冬季启动的要求。排汽管道上应装有超压薄膜破坏阀，用以保护排汽管道及其与之相连的附件和空冷凝汽器。
8.3.4 系统说明
空冷凝汽器是由8根蒸汽分配联箱组成，它们是MAG10，MAG20，MAG30，MAG40，MAG50，MAG60，MAG70，MAG80。每根蒸汽分配联箱下面又配有5个空冷凝汽器顺流单元和2个空冷凝汽器半逆流半顺流单元组成一列A型框架，总共组成8列A型框架。排汽管道由排汽装置接出，接口标高3.5米。每一侧排汽装置接出一根DN6000主排汽管道，共有两根主排汽管道。每根主排汽管道设置两个水平铰链补偿器和两个垂直万向铰链补偿器用以代替大型直接空冷系统自主设计与制造示范工程中的曲管压力平衡补偿器。其优点是省去了复杂的曲管压力平衡补偿器的拉杆，支架导向联合管部以及封头，DN6000立管上的支架弹簧。在标高35.2米分为四根DN3000支管分别进入蒸汽分配联箱。支管上设置三个为一组的角向补偿器，吸收热位移及沉降。为满足机组冬季启动的要求，在空冷凝汽器MAG10，MAG20，MAG30，MAG60，MAG70，MAG80共6根蒸汽分配联箱上设置电动隔离阀，阀门为真空密封阀，严密不漏。在两根排汽管道上各装有超压薄膜破坏阀，每根排汽管道装设两根DN900的薄膜破坏阀。当整个系统超压时薄膜破坏，爆破压力150KPa，保护排汽管道及其与之相连的附件和空冷凝汽器。排汽管道带有疏水罐，用来收集排汽管道的疏水。
8.4 凝结水系统
8.4.1 系统功能
a) 收集空冷凝汽器的凝结水并输送到排汽装置内的凝结水箱；
b) 除去空冷凝汽器凝结水中的氧，以防止设备腐蚀；
c) 接收凝结水的补充水。
8.4.2 系统范围
本系统包括空冷凝汽器到排汽装置之间的凝结水连接管道、阀门和附件及其连通管道。
8.4.3 系统设计准则
凝结水管道能够在机组启动、汽轮机旁路投运和正常运行的各种运行工况下将汽轮机排汽在空冷凝汽器内凝结下来的凝结水顺利排入排汽装置内的凝结水箱。并保证管道内的凝结水在冬季不能冻结。凝结水系统的设计参数是以汽轮机调节阀全开为基础的，同时考虑其它运行工况可能产生的不利因素。应采取降低过冷度以及防冻措施。
汽轮机低压缸排汽出口为两个,每个出口配有一个带凝结水箱的排汽装置，总排汽量为1343t/h。机组运行时将产生几乎同样多的凝结水。
8.4.4 系统说明
空冷凝汽器是由八根蒸汽分配联箱组成，每根蒸汽分配联箱下面又配有五个顺流散热器单元和两个半逆流、半顺流散热器单元。凝结水管道由逆流散热器单元的下联箱接出。为达到降低过冷度及除氧的目的，在凝结水进入排汽装置后由内置式除氧加热器进行除氧加热，之后排入排汽装置内的凝结水箱中。为满足机组冬季启动的要求，在空冷凝汽器MAG10，MAG20，MAG30，MAG60，MAG70，MAG80共6根蒸汽分配联箱凝结水管道上设置隔离阀，阀门为真空密封阀，严密不漏。
8.5 抽真空系统
8.5.1 系统功能
在机组启动和正常运行时排出汽轮机、空冷凝汽器和其它辅助设备和管道中的空气，建立和维持机组所要求的真空度。
8.5.2 系统范围
本系统包括三套水环式真空泵以及连接管道、阀门和附件。从空冷凝汽器逆流管束上联箱出口管道接口至水环式机械真空泵入口以及排汽装置和真空除氧器的抽空气管道，包括真空泵选型设计。
8.5.3 系统设计准则
水环真空泵能够在机组启动时从排汽装置到空冷凝汽器逆流管束上联箱出口抽出空气和其它不凝结气体，使排汽装置和空冷凝汽器以及期间的连接管道内形成要求的真空度。在机组正常运行时，抽出漏入系统的空气和排汽中释放出来的不凝结气体，以维持空冷凝汽器内所要求的真空度。设置三套100%容量的水环真空泵，在空冷凝汽器安装检修质量良好时，一套水环真空泵运行即可维持空冷凝汽器连续运行所要求的真空度，另外两套作运行备用和检修备用。在机组启动时，可投入三套运行，这样可以更快地建立起所需要的真空度，从而缩短机组启动时间。抽空气系统的设计参数是以汽轮机调节阀全开为基础的，同时考虑其它运行工况可能产生的不利因素。空冷凝汽器的最大空气泄漏量和抽空气容积应由空冷凝汽器的制造厂提供。在建立真空的抽真空设备全部运行的条件下，空冷凝汽器从当地大气压达到35kPa的时间不应超过60min。根据以上要求并考虑适当裕度来选取水环真空泵。
空冷凝汽器中的抽空气管采用并联结构，不凝结气体由空冷凝汽器逆流管束上联箱出口抽出后分别流向抽空气母管，最后由母管再分别引向3台水环式真泵。这种配置的优点是可以采用公用的水环式真空泵和备用泵，使系统简化，并可减少装置台数。在两个排汽装置的低压缸出口处管道上各装有真空破坏阀，它们是可在控制室内操作的电动阀。真空破坏阀为 DN300口径，在与大气连通段设有滤网，并设有直管段，充满凝结水保持一定水位，用来作为密封，防止空气漏入排汽装置。
8.5.4 系统说明
空冷凝汽器是由8根蒸汽分配联箱组成，每根蒸汽分配联箱下面又配有5个空冷凝汽器顺流单元和2个空冷凝汽器半顺流半、逆流单元组成一列A型框架，总共组成8列A型框架。抽空气接口在逆流单元的逆流管束上联箱处，每列A型框架有4处抽空气接口，总共32处空气接口。每列A型框架抽空气管道由4个接口接出后合并成一根DN200的抽空气管道，其中空冷凝汽器MAG10，MAG20，MAG30，MAG60，MAG70，MAG80的6列A型框架DN200抽空气管道上装有隔断用的电动真空蝶阀。当其中一根蒸汽分配联箱停止运行时，可以关闭隔断阀，以防止通过抽空气管道加吸蒸汽进入水环式真空泵．使真空泵过负荷。空冷凝汽器A型框架DN200的抽空气管道合成一根抽空气母管，到真空泵入口处又分成3路，分别经气动隔断阀和止回阀后接至3台水环式真空泵组的接口。抽空气母管也同时接收来自排汽装置的抽空气管道，以保障排汽装置内聚集的不凝结气体和氧气及时排除。
真空泵组采用集装式，泵和所有零部件装在一个共同底座上。真空泵组主要包括水环式机械真空泵、电动机、止回阀、入口气动隔断阀、汽水分离器、热交换器，补水调节阀、排气止回阀等部件。整个真空泵组采用闭式循环，保证了泵组的可靠运行，也减少了水的损失。被抽吸的空气经气动隔断阀进入水环式真空泵，在泵内被压缩至排气口排出。从排气口排出的是气水混合物，它们进入气水分离器内进行气水分离。被分离出来的气体经排气止回阀排向大气，而被分离下来的水经管道进入热交换器冷却后又回到泵内重新使用。
每个排汽装置的低压缸出口处设有真空破坏装置，在汽轮机跳闸停机时自动开启，破坏凝汽器真空，缩短汽轮机转子的惰走时间。它也可以由运行人员在控制室内操作．在真空破坏阀的上方有一直管段，注有凝结水进行密封，以防止在机组正常运行时空气漏入凝汽器．密封水来自凝结水系统。通过隔断阀引入水封管段内．在水封管段上装有水位指示，并设有溢流管。在管段入口装有滤网，防止杂物进入。
8.6 疏水系统
8.6.1 系统功能
收集排汽管道母管的疏水，并输送到排汽装置内的凝结水箱。
8.6.2 系统范围
排汽管道母管的疏水管道及其阀门。
8.6.3 系统设计准则
排汽管道内的疏水顺利排入排汽装置内的凝结水箱。从排汽管道的最低点疏水分别进入两台排汽装置的凝结水箱。疏水系统应能同时满足机组启动时排汽管道的疏水和正常运行时排汽管道中湿蒸汽析出的疏水。
8.6.4 系统说明
从汽轮机排出的蒸汽进人排汽管内，由于排汽具有一定湿度，正常运行时就有一定量的疏水，机组冷态启动时更有大量疏水。疏水管道就是将这些疏水及时排入排汽装置的凝结水箱内。
排汽管道为两根DN6000的大截面管道，每根管道从汽轮机低压缸排汽空冷凝汽器之间的排汽管道的空间大约5000m3。在机组启动或低负荷运行时大量的湿蒸汽在排汽管道内会产生大量的疏水，为防止疏水进入汽轮机，必须在排汽管道最低处设置疏水管，用于收集排汽管道的疏水。收集的疏水靠液位差自流排入排汽装置的凝结水箱内。疏水管直接焊接在蒸汽排汽管道最低点处。
8.7 空冷岛热机部分布置
排汽管道布置形式为高位布置。两个直立管道距A排8.5m，距空冷凝汽器接口为6.5m。两根DN6000的管道在5号柱和14号柱两侧布置，管中心标高为3.5m。母管联箱中心标高为35.2m，联络管道通径为DN2200，管中心标高为28.5 m。冷凝汽器接口管中心标高为57.513m。在35.2m标高设置刚性吊架，在3.5m标高设置限位、滑动、弹簧支架。经多方案CAESARII4.5管道应力分析计算，最终确定如下排汽管道补偿方案：每根主排汽管道设置两个水平铰链补偿器（标高为3.5m）和两个垂直万向铰链补偿器（标高为19m以下）用以代替大型直接空冷系统自主设计与制造示范工程中的曲管压力平衡补偿器。其优点是省去了复杂的曲管压力平衡补偿器的拉杆，支架导向联合管部以及封头，立管弹簧。在35.2m至57.513m的DN3000的立管上设置角向补偿器。
两个DN6000直立管道距空冷平台第一排柱AH为6.5m，这样布置的优点是排汽管道的施工空间充足，这在排汽管道截面尺寸大，安装高度高，施工难度大的条件下是非常必要的，这对提高施工进度很有必要。
凝结水、抽真空管道布置在钢平台内部，汇集成母管后引入汽机房。