1000MW机组运行规程.doc

Q/101-105.13-2008

QB

邹县发电厂企业标准

Q/101-105.13-2008

1000MW机组集控运行规程

2008-02-01实施

2008-02-01发布

邹县发电厂 发 布

前 言

本规程是根据中华人民共和国国家标准GB/T1.1-2000《标准化工作导则》第1部分：《标准的结构和编写规则》，结合本厂的具体情况编写的。编写要求和表述方法与GB/T1.1—2000完全一致。
本规程适用于邹县发电厂1000MW机组的运行工作。
本规程引用部颁《电力工业技术管理法规》、部颁《电业安全工作规程》、设备制造厂使用说明书、西北电力设计院设计技术资料。
附录Ａ～W都是本规程的规范性附录。
本规程于 2008 年2月1日发布实施。
本规程由厂标准化委员会提出。
本规程由运行部归口。
本规程由运行部负责编写。
本规程编写：
本规程审核：
本规程审定：
本规程审批：
本规程由运行部负责解释。

目 次

第一章 机组设备概况 1
1 机组设计概况 1
1.1 机组总体设计 1
1.2 机组主要设计指标 3
2 锅炉设备概况 3
2.1 锅炉总体概况 3
2.2 锅炉主要设计规范 3
2.3 锅炉本体主要部件性能参数 3
2.4 锅炉热力性能计算数据表 11
2.5 燃料特性 20
2.6 锅炉循环泵系统 22
2.7 吸风机 23
2.8 送风机 24
2.9 一次风机 26
2.10 磨煤机 29
2.11 给煤机 30
2.12 原煤仓 30
2.13 密封风机 30
2.14 空预器 31
2.15 火检风机 32
2.16 大气式疏水扩容器 32
2.17 冷凝水箱及疏水泵 33
2.18 二次风暖风器、疏水箱 34
2.19 二次风暖风器疏水泵主要技术参数 34
2.20 吹灰器 35
2.21 炉膛烟温探针 36
3 汽轮机设备概况 37
3.1 汽轮机本体主要技术规范 37
3.2 主要蒸汽参数 37
3.3 各级抽汽参数 38
3.4 旁路系统参数. 39
3.5 汽轮发电机组轴系临界转速 40
3.6 主机润滑油系统 40
3.7 主机EHG油系统 42
3.8 汽动给水泵组 43
3.9 电动给水泵组 45
3.10 高压加热器 46
3.11 低压加热器 47
3.12 除氧器 49
3.13 轴封系统 50
3.14 凝结水系统 51
3.15 机械真空泵 52
3.16 发电机定子冷却水系统 53
3.17 发电机密封油系统 54
3.18 开式冷却水系统 56
3.19 闭式冷却水系统 56
3.20 循环水系统 57
3.21 综合水泵房设备 59
3.22 雨水泵房设备 59
4 电气设备概况 60
4.1 发变组设备规范 60
4.2 变压器设备规范 63
4.3 配电装置设备规范 64
4.4 UPS系统设备规范 67
4.5 直流装置 67
4.6 柴油发电机组 69
第二章 机组辅助设备启停 70
1 通则 70
2 空预器的启动、停用 71
3 吸风机的启动、停用 74
4 送风机的启动、停用 76
5 一次风机的启动、停用 78
6 火检风机启动、停用 80
7 密封风机启动、停用 80
8 炉前燃油系统投停 81
9 油枪投停 82
10 制粉系统启停 84
11 锅炉循环泵系统启停 88
12 冷凝水箱疏水泵启停 90
13 锅炉吹灰操作 91
14 暖风器投停 93
15 循环水系统投停 94
16 开式冷却水系统投停 97
17 闭式冷却水系统投停 98
18 凝结水系统投停 99
19 除氧器投停 101
20 电动给水泵启停 102
21 汽动给水泵组启停 104
22 加热器投停 107
23 主机轴封系统投停 109
24 真空系统投停 110
25 主机润滑油系统投停 111
26 主机冷油器投停 113
27 EHG油系统投停 114
28 消防系统投停 116
29 发电机密封油系统投停 118
30 发电机氢冷系统投停 119
31 发电机定子冷却水系统投停 124
32 油净化装置投停 125
33 变压器投停 126
34 变压器有载调压装置和分接头的调整 127
35 变压器冷却装置投停 128
36 直流系统投停 130
37 UPS投停 132
38 柴油发电机启停 136
39 配电装置刀闸闭锁 138
40 厂用电系统操作 139
41 发电机封闭母线微正压装置 142
第三章 机组启停 144
1 机组启动前准备 144
2 机组禁止启动条件 145
3 机组状态规定 146
4 启动前的试验规定 147
5 冷态启动 148
5.1系统投入 148
5.2 低压管路清洗 148
5.3 炉前高压管路清洗 148
5.4 除氧器加热制水 148
5.5 锅炉上水 149
5.6 锅炉冷态清洗 149
5.7 锅炉风烟系统投入 150
5.8 燃油泄漏试验 151
5.9 炉膛吹扫 152
5.10 高压缸投预暖 152
5.11 旁路系统投入 154
5.12 锅炉点火 154
5.13 发变组恢复冷备用（以＃7机为例） 156
5.14 热态清洗 156
5.15 锅炉升温、升压 157
5.16 高压主汽门、调门室预暖 157
5.17 汽轮机冲转 157
5.18 发电机并列初负荷暖机 160
5.19 机组升负荷至25％额定负荷 161
5.20 锅炉由湿态转干态 163
5.21 升温、升压、升至额定负荷 163
5.22 机组启动过程中的注意事项 163
6温态、热态启动 166
7 机组停运 168
7.1 正常停运前的准备 168
7.2 机组减负荷 168
7.3发电机解列 169
7.4 汽轮机停机 170
7.5 锅炉熄火 170
7.6 机组停运后操作 170
7.7 正常停运的注意事项 172
7.8 停炉后的保养 173
7.9 冬季机组停运的防冻 174
第四章 机组运行维护 176
1 运行维护内容 176
2 运行调整 181
2.1 运行调整的目的和任务 181
2.2 汽温的调整 182
2.3 负荷的调整 182
2.4 燃烧的调整 183
3 机组运行方式 184
3.1 机组控制 184
3.2 机组保护、联锁运行方式 186
3.3 制粉系统运行方式 186
3.4 冷却水系统运行方式 186
3.5 辅汽系统运行方式 187
3.6 发电机密封油系统运行方式 187
3.7 氢气系统运行方式 187
3.8 发电机碳刷运行规定 188
3.9 励磁系统运行方式 189
3.10 变压器运行方式 191
3.11 瓦斯保护运行方式 194
3.12交流系统的运行方式 194
3.13 电动机运行方式 198
3.14 直流系统运行方式 200
3.15 UPS运行方式 201
3.16 发电机运行方式 203
3.17 配电装置运行方式 203
3.18 旁路系统运行方式 209
4 正常运行参数监视 209
4.1 锅炉正常运行主要参数限额 209
4.2 锅炉主要辅机运行参数限额 210
4.3 汽轮机运行参数限额 214
4.4 给水泵组运行参数限额 216
4.5 高低加、除氧器运行参数限额 220
4.6 发电机氢、油、水系统运行参数限额 220
4.7 汽机疏水联锁 221
4.8 汽机其它运行参数限额 222
4.9 发、变电系统运行参数限额 226
4.10高频充电模块保护及报警功能 227
5 设备定期工作 227
5.1 正常运行定期工作 227
5.2设备检修前后工作 232
第五章 机组联锁保护及试验 234

1.1 锅炉联锁保护 234
1.2 汽机联锁保护 248
1.3 继电保护及自动装置 257
1.3.1 一般要求及规定 257
1.3.2 厂用系统继电保护 259
1.3.3 高备变装有下列保护配置 261
1.3.4 柴油发电机组保护设置 262
1.3.5 发变组保护 263
1.3.6 SID-2CM型自动同期装置 271
1.3.7 故障录波装置 272
1.3.8 厂用电微机监测管理系统（ECS） 273
1.3.9 厂用电切换装置 276
1.3.10 400V PC母线备用电源自投装置 279
1.3.11 双电源自动切换装置 280
2 机组试验原则 283
3 机组试验 285
3.1 电动门、风门、调节门及挡板试验 285
3.2 辅机联锁试验 285
4 锅炉典型试验 286
4.1 锅炉水压试验 286
4.2 锅炉安全阀校验 290
5 汽轮机典型试验 291
5.1 汽轮机高中压主汽门、调节汽门活动试验 291
5.2 汽机主跳闸电磁阀动作试验 293
5.3 喷油跳闸试验 294
5.4 汽机后备超速保护（BUG）回路试验 294
5.5 汽机后备超速保护试验 294
5.6 汽机抽汽逆止门活动试验 295
5.7 汽机功率负荷不平衡继电器（PLU）回路试验 295
5.8 TOP EOP和MSP低油压试验 295
5.9 机组定速后试验 296
5.10 主汽门、调门严密性试验 296
5.11 汽机真空严密性试验 296
5.12 注油升速试验 297
5.13 汽机超速试验 297
6 发电机大修后典型试验 299
6.1 在不同转速下测量发电机转子绕组交流阻抗及功率损耗 299
6.2 发变组短路特性试验（根据需要进行） 299
6.3 发电机空载特性试验 299
6.4 测轴电压和残压 299
6.5 假并试验（以#7机组为例） 300
6.6 主厂房10kV厂用电切换试验 300
第六章 机组事故处理 301
1 事故处理原则 301
2 事故停机及停炉 301
3 厂用电全部失去 304
4 仪用压缩空气失去 305
5 RUN BACK 306
6 给水流量突降或中断 307
7 高加解列 308
8 空预器故障 308
9 吸风机故障跳闸 309
10 送风机故障跳闸 310
11 一次风机故障跳闸 311
12 吸、送风机、一次风机喘振 312
13 锅炉受热面泄漏 313
14 锅炉尾部烟道二次燃烧 313
15 汽压异常变化 314
16 主蒸汽温度异常 315
17 再热蒸汽温度异常 315
18 制粉系统故障 316
19 锅炉循环泵事故处理 319
20 DCS故障的紧急处理措施 321
21 汽轮机水冲击 322
22 循环水泵故障 323
23 闭式冷却水系统事故处理 325
24 凝结水系统事故处理 327
25 氢气系统异常和事故处理 327
26 定子冷却水系统故障 329
27 EHG油系统故障 330
28 主机润滑油系统故障 331
29 密封油系统异常和事故处理 332
30 汽机叶片断落 334
31 主机轴向位移异常 335
32 汽机轴承温度高 335
33 机组负荷晃动 336
34 机组甩负荷 337
35 凝汽器真空下降 337
36 机组振动大 339
37 辅助设备故障 339
38 汽泵反转 341
39 周波不正常 341
40 电动机故障 341
41 厂用电系统故障 343
42 直流系统故障 346
43 发电机异常运行及事故处理 348
44 励磁系统故障 355
45 变压器故障 360
46 配电装置故障 363
47 汽轮机跳闸后主汽门或调门卡涩 367
48 火灾 367
49 防止电力生产重大事故措施 368
50 防止发电机损坏事故.................................................................379
51 防止电气误操作措施……………………………………………………………………… ………… 380
52 保厂用电措施..............................................................................................................................................383
附录A 锅炉性能曲线 ....................................................................................................................................385
1.锅炉效率曲线 385
2.过热蒸汽和再热蒸汽温度曲线 386
3.过热蒸汽和再热蒸汽减温水流量曲线 387
4.平行烟气调节挡板调节再热汽温性能曲线 388
5.省煤器进口至过热器出口的压降曲线 389
6.再热器进口至再热器出口的压降曲线 390
附录B 锅炉启动曲线 391
1.锅炉冷态启动曲线 391
2.锅炉温态启动曲线 392
3.锅炉热态启动曲线 393
4.锅炉极热态启动曲线 394
5.相应压力下饱和温度表 395
附录C 汽轮机启动曲线（冷态启动：长期停机） 396
附录D 汽轮机启动曲线（冷态启动：停机72小时） 397
附录E 汽轮机启动曲线（温态启动：停机32小时） 398
附录F 汽轮机启动曲线（热态启动：停机8小时） 399
附录G 汽轮机启动曲线（极热态启动：停机1小时） 400
附录H 汽轮机正常停机曲线 401
附录I 高压转子寿命曲线 402
附录J 中压转子寿命曲线 403
附录K 主汽阀阀壳内外壁允许温差 404
附录L 汽轮机调节阀阀壳内外壁允许温差 405
附录M 中压进汽室及高压调节级缸体内外壁允许温差 406
附录N 主蒸汽温度允许值 407
附录O 高压缸预暖程序 408
附录P 高压缸预暖闷缸时间曲线 409
附录Q 机组惰走曲线 410
附录R 给水泵流量曲线 410
附录S发电机容量曲线 413
附录T发电机V型曲线 414
附录U 发电机饱和及同步电抗曲线 415
附录V 发电机定子线圈出水温度测点与铁芯对应关系 416
附录W 发电机定子线圈温度测点与铁芯、线圈对应关系 417

55
1000MW机组集控运行规程

第一章 机组设备概况
1 机组设计概况
1.1 机组总体设计
邹县电厂四期工程两台1000MW燃煤汽轮发电机组，电力通过500kV输电线路送入山东电网。主要设备为：锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司、BHK、BHDB制造,汽轮机由东方汽轮机厂、日立公司制造，发电机由东方电机股份有限公司、日立公司制造。
锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。设计煤种，校核煤种：兖矿煤和济北煤矿的混煤。制粉系统采用正压直吹式，设有两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。采用两台静叶可调吸风机和两台动叶可调送风机。喷燃器共48只，采用油枪与煤粉燃烧器一体的旋流筒体式结构，分三层前后墙对冲布置。每台锅炉配有6台双进双出、单电机驱动钢球磨。
锅炉蒸汽温度调节方式为：过热蒸汽采用燃料/给水比和两级喷水减温；再热蒸汽利用锅炉尾部烟道出口烟气挡板来调整汽温，且在低温再热器至高温再热器间连接管道上设有事故喷水以备紧急事故工况、扰动工况或其它非稳定工况时投用。
锅炉装有吹灰器共138只，以保持各受热面的清洁。吹灰器能实现远程操作。
锅炉带基本负荷并参与调峰，且能满足锅炉RB、50%和100%甩负荷试验的要求。点火及助燃燃用#0轻柴油，锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于锅炉的30%B-MCR，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100%的要求。
本工程设有烟气脱硫系统。在锅炉尾部烟道（位于省煤器出口和空气预热器的入口之间）上还设有脱硝装置的安装布置条件。脱硝装置按采用氨触媒法方案考虑预留。在B-MCR工况下，脱硝效率大于75%，即锅炉出口的NOx排放量小于75mg/Nm3(O2=6%)。
汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、凝汽式，设计额定功率为1000MW，最大连续出力1044.1MW。汽机中、低压缸均为双流反向布置。通流级数45级：高压缸为一个双列调节级，8个压力级；中压缸为2×6个压力级；低压缸为2×2×6个压力级。
机组轴系由汽轮机高压转子、中压转子、低压转子（A）、低压转子（B）及发电机转子所组成，各转子均为整体转子，无中心孔，各转子间用刚性联轴器连接。汽轮发电机组轴系中#1、2、3、4轴承采用可倾瓦式轴承，可倾瓦轴承采用6瓦块结构，对称布置。#5～10轴承采用椭圆形轴承。椭圆轴承为单侧进油，上瓦开槽结构。轴承合金结合面采用燕尾槽结构。各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温元件。推力轴承位于高压缸和中压缸之间的#2轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构。
机组共设有三个死点，分别位于中压缸和低压（A）缸之间的中间轴承箱下及低压缸（A）和低压缸（B）的中心线附近，死点处的横键限制汽缸的轴向位移，同时，在前、中轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，它引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制横向跑偏。
锅炉给水系统配置有2台50%BMCR容量的汽动变速给水泵，一台25%BMCR容量的变速电动给水泵作为备用。小机设计有高低压两路汽源，自动切换，其中高压汽源为冷再蒸汽，低压汽源为四段抽汽，厂用辅汽作为启动和调试汽源，小机排汽至主机凝汽器。
凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程，可在机组最大出力、循环冷却水温33℃，背压不大于4.5/5.7 kPa工况下长期运行。循环水系统为闭式循环，水源为城市中水(一、二期深井水及三期深井水、地表水作为备用水源)。
主机控制油系统采用高压抗燃油，与润滑油系统完全分开。
机组设计为高压缸启动方式。旁路系统采用一级启动旁路，容量为25%B-MCR，只能满足机组启动需要，不具备保护功能。
发电机为隐极式、两极、三相同步交流发电机。发电机采用水/氢/氢冷却方式，定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却。密封油系统采用单流环式密封瓦。励磁系统为静止自并励励磁方式，励磁电源直接取自发电机出口，设有分相式励磁变，启励电源取自本机汽机MCC段。
主变采用分相式，其出口通过3/2接线接入500kV 系统。#7、8机共用两台高备变以提供备用动力电源，各有一台柴油发电机组作为备用保安电源。发变组保护采用ABB公司生产的微机保护，每套保护均设双CPU，整个发变组保护为双套配置。
四期两台1000MW机组，采用炉、机、电、网集中布置控制方式，两台机组合设一个集中控制室,电子设备间与集中控制室集中布置。各外围辅助系统也采用集中控制的策略，将污水处理系统、弱酸处理及综合水泵房控制系统设置水集中控制点，制氢站与化学制水系统则在原来三期基础上进行改造扩建，吹灰系统、循环水系统、汽水取样、凝结水精处理和加药系统纳入机组DCS控制，同时在就地设置凝结水处理监控站，并可实现就地和集控之间的操作权切换。DCS控制系统采用艾默生（EMERSON）过程控制有限公司基于WINDOWS XP的OVATION系统。两台单元机组的控制分别由两套DCS实现，两台机组公用部分凝结水精处理再生系统、仪用/厂用空压机系统、电气公用厂用电系统等连接在#7机组内，通过通讯的方式与#8机组进行信息传输,可通过#7、#8机组进行操作。
DCS系统从功能上主要包括DAS、SCS、MCS、CCS、FSSS等系统。
汽轮机DEH控制系统采用日立公司的HIACS-5000M，该系统除了进行汽轮机的自启动、应力、转速控制以及在线试验等功能外，还实现与ETS的通讯，并可以在DEH系统对ETS逻辑进行修改。
给水泵汽轮机电液控制系统（MEH）采用西门子W505系统进行控制，其TSI监视系统采用与主汽轮机相同的本特利3500产品，同时还配置有给水泵汽轮机超速监控装置。
对于机组中的胶球清洗、空预器间隙等程控系统采用PLC控制。
1.2 机组主要设计指标
1.2.1汽轮机在热耗率验收(THA)工况的热耗率值：7354 kj/kW.h
1.2.2锅炉在额定蒸发量时的热效率：93.8 % (设计煤种)
1.2.3管道效率：98 %（估计值）
1.2.4机组绝对效率：48.95 %
1.2.5发电厂热效率：45 %
1.2.6发电标准煤耗率：272.9 g/kW.h
2 锅炉设备概况
2.1 锅炉总体概况
锅炉型号：DG3000/26.15-Ⅱ1型锅炉
锅炉型式：锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
制粉系统：正压直吹式，配6台双进双出钢球磨。
制造厂家：东方锅炉（集团）股份有限公司。
2.2 锅炉主要设计规范
最大连续蒸发量时锅炉主要参数：锅炉蒸发量为3033t/h；过热器出口蒸汽压力为26.25MPa(a)；过热器出口蒸汽温度为605℃；再热蒸汽流量为2469.7t/h；再热器进口蒸汽压力为5.1MPa(a)；再热器出口蒸汽压力为4.9MPa(a)；再热器进口蒸汽温度为354.2℃；再热器出口蒸汽温度为603℃；省煤器进口给水温度为302.4℃。
额定蒸发量时锅炉主要参数：锅炉蒸发量为2888.5t/h；过热器出口蒸汽压力为26.11MPa(a)；过热器出口蒸汽温度为605℃；再热蒸汽流量为2347.1t/h；再热器进口蒸汽压力为4.841MPa(a)；再热器出口蒸汽压力为4.641MPa(a)；再热器进口蒸汽温度为347.8℃；再热器出口蒸汽温度为603℃；省煤器进口给水温度为298.5℃。
2.3 锅炉本体主要部件性能参数

名 称
相 关 参 数
1
启动分离器
1.1
数量
2个
1.2
外径×壁厚
Φ1064×122mm
1.3
总高度
4.765 m
1.4
水容积
每个分离器2m3
1.5
水进口数量/外径×壁厚
2×6个/298.5×53 mm
1.6
疏水出口数量/外径×壁厚
2×1个/660.4×109 mm
1.7
蒸汽出口数量/外径×壁厚
2×1个/482.6×80 mm
1.8
材质
SA-336F12
2
储水罐
2.1
数量
1个
2.2
外径×壁厚
Φ1104×127mm
2.3
总高度
24.12m
2.4
正常运行水位线标高
49500mm
2.5
水容积
12.5m3
2.6
材质
SA-336F12
2.7
锅炉水容积
水冷壁90.8m 3、过热器278m 3；再热器系统518.7m3
3
炉膛
3.1
炉膛尺寸（H×W×D）
64000×33973.4×15558.4mm
3.2
顶板支撑面标高
84400mm
3.3
冷灰斗角度
55°
3.4
除渣口喉口宽度
1.2897m
4
下水连接管
4.1
根数
2根（两侧墙各1根）
4.2
管径×壁厚
Φ406.4×62mm
4.3
材质
SA－106C
5
下水连接管分配集箱
5.1
数量
2个（左右侧各一个）
5.2
管径×壁厚
Φ457.2×88mm
5.3
材质
SA－106C
6
螺旋水冷壁入口集箱
6.1
数量
2个（前后侧各一个）
6.2
管径×壁厚
Φ190.7×42mm
6.3
材质
SA－106C
7
炉膛下部水冷壁
7.1
形式
螺旋盘绕膜式管圈、六头、上升角60º、内螺纹管
7.2
根数
778根
7.3
管径×壁厚/倾角
Φ38.1×7.5mm/23.578º
7.4
材质
SA-213T2，双面坡口膜式式扁钢厚6.4mm/15CrMo
7.5
螺旋水冷壁出口集箱
Φ190.7×47mm/SA-335P12
7.6
前墙螺旋水冷壁出口连接管
10根/Φ141.3×26mm/2根/Φ114.3×21mm/SA-335P12
7.7
侧墙螺旋水冷壁出口连接管
10根/Φ127×23mm/SA-335P12
7.8
后墙螺旋水冷壁出口连接管
10根/Φ127×23mm/2根/Φ101.6×18mm/SA-335P12
8
过渡段水冷壁
8.1
过渡段水冷壁混合联箱
2个/Φ558.8×130mm/SA-335P12
8.2
过渡段水冷壁侧墙、前墙
内螺纹管Φ38.1×7.5mm/SA-213T2，垂直管Φ31.8×7.5mm/SA-213T12
8.3
过渡段水冷壁后墙
内螺纹管Φ38.1×7.5mm/SA-213T12，垂直管Φ31.8×6.4mm/SA-213T12
9
炉膛上部水冷壁
9.1
形式
垂直上升膜式管屏
9.2
管子根数
前墙536根、侧墙2×244根、凝渣管66根、后墙折焰角及水平烟道底部共534根、水平烟道侧墙前2×43根
9.3
前墙垂直水冷壁进口连接管
10根/Φ127×23mm、2根/Φ101.6×18mm/20根/Φ101.6×18mm /SA-335P12
9.4
侧墙垂直水冷壁进口连接管
10根/Φ127×23mm/20根/Φ101.6×18mm /SA-335P12
9.5
后墙垂直水冷壁进口连接管
10根/Φ141.3×26mm、2根/Φ114.3×21mm/20根/Φ114.3×21mm /SA-335P12
9.6
垂直水冷壁进口集箱
Φ190.7×43mm/SA-335P12
9.7
垂直水冷壁前、侧墙管规格
Φ31.8×7.5mm/SA-213T12，双面坡口膜式扁钢厚9mm/12Cr1MoV
9.8
后墙水平烟道以下管规格
Φ31.8×6.4mm/SA-213T12，双面坡口膜式扁钢厚9mm/12Cr1MoV
9.9
后墙水平烟道底部管规格
Φ31.8×6.4mm/SA-213T2，膜式扁钢厚6.4mm/15Cr1Mo
9.10
凝渣管规格
Φ76.2×20mm/SA-213T22
9.11
水平烟道侧墙前管规格
Φ31.8×6.4mm/SA-213T2，不开坡口直条膜式扁钢厚6.4mm/15CrMo
9.12
垂直水冷壁出口集箱（前、侧）
Φ190.7×47mm /SA-335P12
9.13
水平烟道水冷壁出口集箱
Φ190.7×44 mm /SA-335P12
9.14
垂直水冷壁出口集箱（后）
Φ190.7×42 mm /SA-335P12
9.15
前墙垂直水冷壁出口连接管
10根/Φ127×23mm/2根/Φ101.6×18mm/SA-335P12
9.16
侧墙垂直水冷壁出口连接管
2根/Φ141.3×26mm/10根/Φ127×23mm/SA-335P12
9.17
后墙垂直水冷壁出口连接管
10根/Φ73×15mm/SA-335P12
9.18
水冷壁出口混合集箱
Φ558.8×114mm/SA-335P12
9.19
汽水分离器进口混合集箱
Φ711.2×142mm/SA-335P12
10
顶棚及包墙过热器
10.1
顶棚过热器入口集箱
1个/φ495.3×118mm/SA-335P12
10.2
炉膛顶棚过热器
296根/φ63.5×10.7mm/SA-213T12，扁钢12mm/15CrMo
10.3
水平烟道顶棚过热器（前段）
296根/φ63.5×10.7mm/SA-213T12，扁钢12mm/15CrMo
10.4
水平烟道顶棚过热器（中段）
296根/φ63.5×10.7mm/SA-213T12/296根/φ57×9.3mm/SA-213T2，分界为凝渣管后300mm，扁钢9 mm /15CrMo
10.5
后竖井区域顶棚过热器
296根/φ57×9.3mm/SA-213T2，扁钢6.4mm/15CrMo
10.6
顶棚过热器出口集箱
1个/φ355.6×84mm/SA-335P12
10.7
顶棚至中隔墙连接管
30根/φ141.3×26mm/SA-335P12
10.8
顶棚至后井前包墙连接管
6根/φ114.3×21mm/SA-335P12
10.9
顶棚至后井后包墙连接管
12根/φ127×23mm/SA-335P12
10.10
中隔墙入口集箱
1个/φ190.7×42mm/SA-335P12
10.11
后井前包墙入口集箱
1个/φ190.7×42mm/SA-335P12
10.12
后井后包墙入口集箱
1个/φ190.7×42mm/SA-335P12
10.13
后井后包墙出口集箱
1个/φ190.7×44mm/SA-335P12
10.14
后井前包墙出口集箱
1个/φ190.7×42mm/SA-335P12
10.15
中隔墙出口集箱
1个/φ190.7×42mm/SA-335P12
10.16
后井侧包墙出口集箱（左右）
2个/φ190.7×42mm/SA-335P12
10.17
前包墙至混合集箱连接管
21根/φ141.3×26mm/SA-335P12
10.18
后包墙至混合集箱连接管
23根/φ127×23mm/SA-335P12
10.19
侧包墙至混合集箱连接管
2根/φ101.6×18mm/SA-335P12
10.20
包墙出口混合集箱
2个/φ571.5×115mm/SA-335P12
10.21
包墙混合集箱引出连接管
2根/φ508×83mm/SA-335P12
10.22
水平烟道侧包墙管（左右）
2×43根/φ31.8×6.4mm/SA-213T2，扁钢15CrMo
10.23
后井前包墙管
297根/φ38.1×6.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo
10.24
后井后包墙管
297根/φ38.1×6.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo
10.25
后井中隔墙管
297根/φ38.1×6.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo
10.26
后竖井侧包墙管（左右）
2×129根/φ38.1×6.5mm/SA-213T2，扁钢15CrMo
10.27
后井前包墙拉稀管
3排，光管，最后排承载，φ57×16.5mm/SA-213T12
10.28
后井中隔墙拉稀管
2排，光管，最后排承载，φ45×8.9mm/SA-213T12
11
低温过热器
11.1
数量（屏×根）
水平段296屏×3根+垂直段148屏×6根
11.2
管径×壁厚
φ57×9.4（水平段下组）/φ57×10.4（水平段上组下段）/φ57×12.2（水平段上组上段）/φ50.8×11.3mm（垂直段）
11.3
材质
SA-213T12+SA-213T22
11.4
低温过热器进口集箱
1个/φ635×143mm/SA-335P12
11.5
低温过热器出口集箱
1个/φ711.2×155mm/SA-335P12
11.6
进口集箱吊挂管
14根/φ50.8×11.4mm+φ57×18.3mm/SA-213T22
11.7
低温过热器出口连接管
2根/φ660.4×129mm/SA-335P12
12
屏式过热器
12.1
数量（屏×根）
2排×19屏×21根
12.2
管径×壁厚（mm）
最外圈Φ48.6×8.6 /第二圈Φ45×7.9/内圈Φ45×7.9
12.3
材质
Super 304H＋HR3C(外三圈)
12.4
屏式过热器进口连接管
2根/φ533.4×95mm/SA-335P12
12.5
屏式过热器进口混合集箱
1个/φ571.5×109mm/SA-335P12
12.6
屏式过热器进口分配集箱
19个/φ325×71mm/SA-335P12
12.7
屏式过热器出口分配集箱
19个/φ325×71mm/SA-335P92
12.8
屏式过热器出口混合集箱
1个/φ660.4×114mm/SA-335P92
12.9
屏式过热器出口连接管
2根/φ609.6×93mm/SA-335P92
13
高温过热器
13.1
数量（片×根）
36片×24根
13.2
管径×壁厚
入、出口采用不同壁厚，内外圈管采用不同规格
13.3
材质
Super 304H＋HR3C(外三圈)
13.4
高温过热器进口连接管
2根/φ571.5×84mm/SA-335P91
13.5
高温过热器进口混合集箱
1个/φ584.2×91mm/SA-335P91
13.6
高温过热器进口分配集箱
18个/φ355.6×68mm/SA-335P91
13.7
高温过热器出口分配集箱
18个/φ355.6×78mm/SA-335P92
13.8
高温过热器出口混合集箱
1个/φ711.2×137mm/SA-335P92
13.9
高温过热器出口连接管
2根/φ540×85mm/SA-335P92
14
低温再热器
14.1`
数量（排×根）
水平段296排×6根＋垂直段148排×12根
14.2
管径×壁厚
φ57×4.2（水平段下三组）φ57×4.2（水平段最上组下部）φ57×5.7（水平段最上组上部）φ50.8×6（垂直段）
14.3
材质
SA-213T22（垂直段及水平段最上组上部）＋SA-209T1a
14.4
低温再热器进口连接管
2根/φ812.8×26mm/ASTM A672 B70CL32
14.5
低温再热器进口集箱
1个/φ812.8×44mm/SA-106C
14.6
低温再热器出口分配集箱
74个/φ267×36mm/SA-335P12
14.7
低温再热器出口混合集箱
2个/φ1016×101mm/SA-335P12
14.8
低温再热器出口连接管
2根/φ812.8×55mm/SA-335P12
15
高温再热器
15.1
数量（片×根）
98片×12根
15.2
管径×壁厚
φ50.8×3.2mm
15.3
材质
Super 304H＋HR3C(外三圈)
15.4
高温再热器进口混合集箱
1个/φ889×93mm/SA-335P12
15.5
高温再热器进口分配集箱
49个/φ298.5×36mm/SA-335P12
15.6
高温再热器出口分配集箱
49个/φ298.5×36