徐矿动力站新编.docx

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徐矿动力站新编

徐矿集团煤制气动力分厂

第一节前言

动力分厂新建5×50MW国产高压、抽凝式直接空冷汽轮机组，7×470t/h国产、9.81MPa、540℃、无中间再热褐煤锅炉，并预留一炉一机。

动力车间一次设计，分期建设，一期建设4炉3机。

锅炉烟气采用氨法脱硫装置，并预留脱硝场地。

锅炉选用哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的470t/h褐煤锅炉，为高压、

图9-1煤粉锅炉及其辅助系统示意图

1-原煤斗；2-给煤机；3-磨煤机；4-汽包；5-高温过热器；6-屏式过热器；7-下降管；8-炉膛水冷壁；9-燃烧器；10-下联箱；11-低温过热器；12-再热器；13-再热蒸汽出口；14-再热蒸汽进口；15-省煤器；16-给水；17-空气预热器；18-排粉风机；19-排渣装置；20-送风机；21-除尘器；22-引风机；23-烟囱

以上所提到的汽包、水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空气预热器、燃烧器和排渣装置都是锅炉的部件。

这些部件加上其间的连接管道（烟道和风管）、构架（包括平台扶梯）和炉墙等组成的整体，称为锅炉本体。

要保证锅炉本体连续可靠地运行，还必须有连接的烟、风管道及各种辅助系统和附属设备，组成统一的锅炉机组才行。

所谓锅炉机组是指锅炉本体加上锅炉范围内的烟、风管道、煤粉管道、燃料管道及其附属设备、测量仪表及其他必要的附属机械。

锅炉机组的辅助系统和附属设备较多。

现代电站锅炉的辅助系统包括：

输煤系统、制粉系统、给水系统、通风系统、除灰除渣系统、水处理系统、测量及控制系统等七个辅助系统。

各个辅助系统都配备有相应的附属设备和仪器仪表。

2、锅炉的分类

（1）按锅炉的用途分类

锅炉按其用途可分为：

①电站锅炉：

锅炉产生的蒸汽主要用于发电的锅炉。

②工业锅炉：

锅炉产生的蒸汽主要用于工业企业生产工艺过程以及采暖和生活用的锅炉。

按照我国标准规定，工业锅炉的最大额定蒸汽压力为2.45MPa（g），最大连续蒸发量最大为65t/h。

③热水锅炉：

用以产生热水供采暖、制冷和生活用的锅炉。

（2）按锅炉容量分类

按锅炉容量的大小，锅炉有大、中、小型之分，但它们之间没有固定、明确的分界。

随着我国电力工业的发展，电站锅炉容量不断增大，大中小型锅炉的分界容量便不断变化。

从当前情况来看，发电功率等于或大于300MW的锅炉才算是大型锅炉。

（3）按锅炉的蒸汽压力分类

按照锅炉出口蒸汽压力，可将锅炉分为低压锅炉（出口蒸汽压力≯2.45MPa），中压锅炉（出口蒸汽压力在2.94～4.90MPa之间），高压锅炉（出口蒸汽压力在7.84～10.80MPa之间），超高压锅炉（出口蒸汽压力在11.80～14.70MPa之间），亚临界压力锅炉（出口蒸汽压力在15.70～19.60MPa之间），超临界压力锅炉（绝对压力超过临界压力22.129MPa），超超临界压力锅炉（绝对压力超过25.4MPa）。

图9-2链条炉结构示意图

1-煤斗；2-煤闸门；3-链条炉排；4-炉膛；5-前拱；6-后拱；7-除渣板；8-风室；9-灰斗；10-灰渣口

②火室燃烧方式和室燃炉

燃料以粉状、雾状或气态随同空气喷入炉膛中进行燃烧的方式称为火室燃烧方式，用火室燃烧方式来组织燃烧的锅炉称为室燃炉。

其气体动力学特点是：

粉状、雾状或气态的燃料颗粒随同空气一烟气流作连续的运动，燃料颗粒悬浮在空气——烟气流中，连续流过炉子的连续空间，并在悬浮状态下着火、燃烧，直至燃尽。

所以火室燃烧方式也叫悬浮燃烧方式。

煤粉炉、燃油锅炉和燃气锅炉都属于室燃炉。

特别是煤粉炉，它是现代大中型电站锅炉的主要型式，其结构示意可参看图9-1。

③旋风燃烧方式和旋风炉

燃料和空气在高温的旋风筒内高速旋转，细小的燃料颗粒在旋风筒内悬浮燃烧，而较大的燃料颗粒被甩向筒壁液态渣膜上进行燃烧的方式称为旋风燃烧方式，用旋风燃烧方式来组织燃烧的锅炉称为旋风炉。

旋风炉有立式和卧式两种。

旋风炉采用液态排渣。

由于旋风炉的负荷调节范围较小，而且不能快速启动和停炉，炉温也较高，NOx的排放量较煤粉炉大，故很少使用。

④按锅炉蒸发受热面内工质的流动方式分类

锅炉蒸发受热面（水冷壁）内工质的流动方式与其他受热面是有差异的。

例如省煤器内的工质是单相的水，水的流动是靠给水泵的压头强制流动的；过热器和再热器中的工质是单相的蒸汽，蒸汽的流动也是靠进口蒸汽的压力来强制流动的，所以这些受热面内的工质流动都是强制流动，一次通过，并不往返循环。

而蒸发受热面内的工质是两相的汽水混合物，它在蒸发受热面内的流动可以是循环的，也可以是一次通过的。

因此，按工质在蒸发受热面内的流动方式，可以将锅炉分成：

A．自然循环锅炉

二次风速一般应大于一次风速。

二次风速比较高，才能使空气与煤粉充分混合；二次风速又不能比一次风速大太多，否则会迅速吸引一次风，使混合提前，影响着火。

总之，二次风混入应及时而强烈，才能使混合充分，燃烧迅速完全。

燃用低挥发分煤时，应提高一次风温，适当降低一次风速，选用较小的一次风率，对煤粉的着火燃烧有利。

燃用高挥发分煤时，一次风温应低些，一次风速高些，一次风率大些。

有时有意使二次风混入一次风的时间早些，将着火点推后，以免结渣或烧坏燃烧器。

五、汽轮机的凝汽设备的作用及组成

1、凝汽设备的作用

凝汽设备的作用之一是在汽轮机的排汽侧建立并维持高度真空，为了提高蒸汽动力装置的效率，就需要降低汽轮机的排汽压力，从而增大其做功焓降，减少“冷源损失”。

凝汽设备的任务之二是回收凝结水，锅炉给水品质不良会使锅炉结垢和腐蚀，还会因主蒸汽夹带盐分而沉积在汽机的通流部分。

而要制成符合锅炉水质要求的洁净水，其设备投资和运行费用都很昂贵，蒸汽在凝汽器内凝结回收可大大减少锅炉补水量。

2、凝汽器内真空的形成机理

在启动或停机过程中，凝汽器内的真空是由抽气器或真空泵将其内的空气抽出形成的。

而在正常运行中，凝汽器内真空是由于蒸汽在凝汽器内骤然凝结成水时，其比容急剧缩小而形成的。

如在0.1MPa压力下，饱和蒸汽的比容比水的比容大1725倍，而在0.004MPa压力下，饱和蒸汽的比容比水的比容大了30000倍。

如果在0.004MPa压力下的饱和蒸汽完全凝结成水，几乎就是真空状态。

因此，只要使饱和蒸汽得到充分冷却，完全变成凝结水，就能够形成并维持高度的真空状态。

但是由于汽轮机排汽中含有少量的不凝结气体，同时凝汽器本身及其连接系统也存在漏气现象，有部分气体不断漏入凝汽器内，所以需用抽气器将气体不断地从凝汽中抽出，以维持凝汽真空的作用，凝汽器内真空主要是蒸汽的凝结而形成的。

六、汽轮机辅助系统

1、抽汽和回热加热系统

热电厂为减少汽、水损失和热量损失，提高热经济性，普通采用给水回热交换设备完成回热循环。

回热加热器的作用就是利用汽轮机内做过功的部分蒸汽，抽至加热器内，加热锅炉给水，提高给水的温度，减少汽轮机排汽量，降低冷源损失，进而提高整个热力系统的循环热效率。

加热器分为表面式加热器和混合式加热器。

高压加热器和低压加热器属于表面式加热器，除氧器是混合式加热器。

2、轴封系统

汽轮机转子工作时是以3000r/min的转速转动，它必然与定子之间有一个间隙，对于高压缸在0.5~0.9mm之间。

轴封系统是是用来保证汽轮机内部蒸汽不从高压端漏出引起热损失以及空气不从低压端漏入汽轮机降低真空。

3、真空系统

包括射汽（水）抽气器、汽轮机本体、凝汽器以及其它配套设备。

4、循环水系统

保证供给凝汽器合格的循环水以冷却作功后的蒸汽。

5、疏水系统

包括本体、热力设备和加热器、热力管道中的疏水。

6、主机润滑油系统

给汽轮机轴承提供润滑油。

7、旁路系统

用来在机组发生故障时，把汽轮机旁路的系统。

除了以上系统外汽轮发电机组还包括：

闭式冷却水系统、开式冷却水系统、凝结水系统、顶轴油系统、EH油系统、发电机密封油系统、发电机风冷系统、辅助蒸汽系统等，这里就不详细介绍了。

第四节发电机工作原理

发电机工作原理是：

汽轮机的转子与发电机转子是用联轴器连接起来的，汽轮机转子以一定速度转动时，发电机转子也跟着转动，由于电磁感应的作用，发电机静子线圈中产生电流，通过变电配电设备向用户供电。

一、基础知识

1、工作原理

交流旋转电机主要分为同步电机和异步电机。

同步电机主要用作发电机，而异步电机主要用作电动机。

所谓同步电机即指电机的转速为同步转速（恒定值），而异步电机即指电机的转速不同于同步转速（非恒定值）。

图9-5同步发电机的工作原理

发电机主要有定子和转子两部分组成，定、转子之间有气隙，原理如上图所示。

定子上有AX、BY、CZ三相绕组，它们在空间上彼此相差120°电角度，每相绕组的匝数相等。

转子磁极（主极）上装有励磁绕组，由直流励磁，其磁通方向从转子N极出来，经过气隙、定子铁芯、气隙，再进入转子S极而构成回路，如图9-5中的虚线所示。

用原动机拖动发电机沿逆时针方向旋转，则磁力线将切割定子绕组的导体，

使合成磁场轴线位置从空载时的直轴处逆转向后移了一个锐角，而幅值也有所增加。

图9-14发电机结构原理图

发电机冷却方式：

发电机的发热部件，主要是定子绕组、定子铁芯（磁滞与涡流损耗）和转子绕组。

必须采用高效的冷却措施，使这些部件所发出的热量散发除去，以使发电机各部分温度不超过允许值。

发电机采用水冷却方式，即发电机定子绕组及引线是水内冷，发电机的转子绕组是氢内冷，转子本体及定子铁芯是氢冷。

为此，发电机还设有定子水冷系统，发电机氢冷系统和为防止氢气从轴封漏出的密封油系统。

1、发电机定子

发电机定子主要由机座、定子铁芯、定子绕组、端盖等部分组成。

中心环、阻尼环

变化时，由于氢气与空气混合时，若氢气含量降到4～75%，便有爆炸的危险，所以在运行时，一般要求发电机运行时的氢气纯度保持在95%以上，低于此值应进行排污。

另外，由于氢气纯度与通风摩擦损耗之间有密切的关联，氢气纯度每降低1%，通风摩擦损耗约增加11%，因此要保证使运行时的氢气纯度不低于97～98%，当氢气纯度降低到90%时，发出纯度低报警信号。

发电机内装有4台氢气冷却器，当一台冷却器退出运行时，发电机单位的最大连续运行的容量为额定容量的80%。

（2）定子线圈冷却水

当冷却水量在额定值的±10%范围内变化时，对定子绕组的温度影响不大，故不必提高冷却水的流量。

但当冷却水量下降较多时，会导致绕组出口水温度增高，且会造成绕组温升不均匀。

但水温也不可过低，以防止定子绕组和铁芯的温差过大，使两者之间的位移增大，或使汇水母管上出现结露现象。

冷却水温允许在额定值±5℃的范围内变化，可保证发电机的出力不变。

另外，冷却水的电导值不可过高，过高会导致水管内壁发生闪络；且较低的电导值，也可在发电机冷却水停止循环的时候维持更长的时间。

5、发电机总体技术性能

（1）发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数、额定氢压和额定冷却介质条件下，机端连续输出额定功率为600MW（采用静态励磁，已扣除所消耗的功率）。

（2）发电机的最大连续输出功率与汽轮机最大连续出力工况（T-MCR）的输出功率相匹配，且其功率因数和氢压等均与额定值相同。

长期连续运行时各部分温升，不超过IEC中有关规定的数值。

（3）发电机定子额定电压为20千伏，额定功率因数为0.9（滞后）；额定转速为3000r/min，频率为50Hz。

（4）发电机具有一定的失磁异步运行、进相运行、调峰运行和不对称运行的能力。

（5）水内冷线圈不允许有漏水或渗水，发电机漏氢量在额定氢压下一昼夜（24小时）内小于14Nm3（折算为标准气压下）。

（6）发电机使用寿命不少于30年。

（7）当汽轮发电机孤立运行时和与其他发电机组并列运行时，都能平稳地、有控制地向系统供电。

（8）发电机测温元件

为了测量发电机线圈温度，在每一相认为是最热的位置点装上测温元件，在氢气冷却器的入口和出口区域也装上温度测量元件，每一个测量元件使用铂阻抗，阻抗值在0度时为100欧。

定子铁芯18个，其中铁芯齿部6个、铁芯后部6个、铁芯端部6个。

定子冷却水出口水温42个（1~42）。

氢气冷却器进、出风和进、出水处各装1个检温计。

各轴承上装设测量油温的温度计，并在回油管上设有视察窗，在各轴瓦上还有双支测温元件。

在定子每槽内上下层绕组间埋置双元件检温计。

在定子水路的进、出水处各装检温计1个。

发电机轴承排油温度不超过70℃，轴瓦金属最高温度不超过90℃。

（9）电压和频率范围

发电机在额定功率因数、电压变化范围为±5%和频率变化范围-3+2%时，能连续输出额定功率，当机组频率、电压同时变化时，各部分的温升限值如下：

表9-1发电机各部分温升限值

电压

频率

温升（K）

定子线圈出水

定子铁心

转子线圈

+5%

+3%

18

50

40

+5%

-5%

18

47

54

-5%

+3%

22

42

36

-5%

-5%

22

40

43

温升限值

35

74

64

（10）发电机在额定电压和转速下，其空载线电压波形正弦性畸变率不超过5%，其线电压的电话谐波因数不超过1.5%。

（11）采取有效的措施防止有害的轴电流和轴电压，转子轴良好接地、轴承座对地绝缘等，并在静态励磁装置特设置用于旁路此高次谐波的R-C吸收电路，以杜绝一切可能形成轴电流的回路，安装的绝缘可在发电机在运行时测量绝缘电阻值。

其轴电压的峰--峰值不大于10伏。

（12）定子绕组在冷态下，任何两相直流电阻之差，在排除由于引线长度不同而引起的误差后不超过其最小值的1.5%。

（13）发电机具有一定的短时过负荷能力，能承受1.5倍的额定定子电流历时30s，而不发生有害变形及接头开焊等情况。

发电机允许过电流时间与过电流倍数以下式计算：

（I2-1）t=37.5s。

I—定子过电流的标幺值。

持续时间使用范围为10s~60s，过电流次数每年不超过2次。

（14）进相运行能力：

发电机能带额定功率、功率因数为0.95（超前）长期连续运行。

（15）发电机具有调峰运行能力，机组启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。

（16）汽轮发电机异常运行状态下的技术条件：

①发电机具有失磁异步运行的能力。

30秒内将负荷减至60％额定值，在90秒内减至30％额定值，定、转子电流不大于1.1额定电流，允许总的失磁运行时间不超过15分钟。

②发电机组具有抗失步振荡的能力。

当发电机带励磁失步时，如振荡中心位于发电机升压变压器组以外并且振荡电流低于发电机出口短路电流的60~70%时，允许振荡持续时间为15~20个振荡周期。

③失步振荡中心位于发电机升压变压器组内部时，允许启动发电机失步保护跳闸。

（17）发电机经升压变压器接入330kV系统，升压变阻抗暂按13.5%，系统短路电流暂按50kA考虑。

在系统出现故障后，发电机能承受由单相重合闸至永久故障产生的扭矩。

（18）发电机具备承受误并列的能力，其寿命期内120°为2次和180°为5次。

（19）当汽轮机主汽门关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电动机运行时间为60s。

（20）发电机磁场绕组能在额定负载时承受下列磁场短时过电压，并不发生有害变形。

表9-2励磁电压随时间变化表

时间（s）

10

30

60

120

励磁电压（%）

208

146

125

112

（21）发电机能承受一定的稳态和暂态负序电流的能力。

当三相负载不对称，且每相电流不超过额定定子电流（IN），其负序电流分量（I2）与额定电流IN之比不小于10%。

当发生不对称故障时，故障运行的（I2/IN）2t不小于10s。

（22）发电机能在满负荷，105％额定电压下承受主变高压侧单相接地故障，还能在105％额定电压和满负荷（相应的保护动作时间内）情况下承受住发电机端的三相短路故障。

发电机的负荷变化率能满足汽轮机定压运行和滑压运行的要求。

（23）结构设计要求

①定子绕组、定子铁芯、转子绕组的绝缘采用F级绝缘。

其温升和温度不超过B级绝缘的允许值。

②发电机定子、机壳、端盖具有足够的强度和刚度，避免产生共振。

定子机壳与铁芯之间有弹性连接的隔震措施，减小振动。

③定子线棒槽内固定及绕组端部固定工艺可靠，端部绕组的固定采用设计先进的刚—柔结构，它既具有整个端部绕组（包括引线）的切向、径向整体性极好，而轴向又能自由伸缩的特点，满足调峰运行；定子铁芯端部结构件如压指、压板等采用非磁性材质，铁芯端部的边端铁芯设计成阶梯形，并开有小槽，以减少端部铁芯漏磁损耗，降低边端铁芯的温升。

铁芯两端有无磁性高强度铸钢齿压板，在齿压板的外侧设有由硅钢片叠装成的磁屏蔽，磁屏蔽内圆多齿表面呈阶梯形，以有效地分导端部轴向漏磁通，防止铁芯局部过热。

定子采用穿心螺杆紧固铁芯技术；铁心采用多次冷、热压工艺有效防止铁芯松动。

定子线棒采用模压。

发电机各部位绝缘水平应按照本工程海拔进行修正。

④发电机的轴承采用可倾瓦可确保不产生油膜振荡。

⑤发电机的密封油系统采用集装式，设置监视密封瓦油压的装置和配备性能良好的压差阀和平衡阀。

⑥为提高发电机承受不平衡负荷的能力，转子设置阻尼结构，大齿上有三条阻尼槽，采用高导电、高温高强度的材料，确保I22t=10s和I2=10%。

⑦转子护环为整体合金钢锻件，为提高护环的耐应力腐蚀能力，采用Mn18Cr18合金钢材质。

⑧转子集电环材质为40Cr2MoV，其硬度适当，供方提供材质特性。

碳刷选用具有低的摩擦系数和自润滑作用的NCC634。

通过集电环风扇散热。

⑨转子采用气隙取气结构，转子绕组上的通风孔中间铣孔。

转子槽内和护环下加滑移层；同时转子齿头、齿根、槽楔等机械设计均按10000次启停机设计，保证调峰机组能启停10000次而不变形和损坏。

发电机壳、端盖、出线套管的接合面具有良好的粗糙度和平整度，密封严密，避免漏氢。

定子绕组水内冷，采用成型绝缘引水管具有足够的强度，固定牢靠，避免相互交叉磨损、松动、脱落和破裂，更换时间超过二个大修周期，并与内端盖保持足够的绝缘距离。

发电机各部位的测温元件有严格埋设工艺，保证完整无损，层间测温元件设有两支热电阻（其中一支备用，备用元件引出端应有明确标识），热电阻采用三线制，并连接到相应的本体接线盒。

发电机励端的轴承座（包括滑环轴）与底板和油管间、油密封座与油管间加装便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫。

发电机每一轴段的自然扭振频率处于0.9~1.1及1.9~2.1倍工频范围以外。

每一轴段的强度，能承受定子绕组出口三相突然短路，系统故障周期性振荡，高压线路单相重合闸以及误并列等产生的冲击力，而无有害变形或损坏。

发电机与汽轮机和滑环轴连接的靠背轮螺栓，能承受因电力系统故障发生振荡或扭振的机械应力。

发电机各部分结构强度在设计时考虑能承受发电机定子绕组出口端电压为105%的额定电压、满负荷时三相突然短路故障。

发电机出线盒座采用非磁性材料，设计结构时能承受每个出线套管上分别吊装电流互感器的荷重和防振的要求，且有防止漏氢的可靠技术措施。

发电机出线套管还能承受与封闭母线联结的金具的吊重。

第五节动力分厂主要设备和系统简介

一、锅炉

1、简介

锅炉选用哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的470t/h褐煤锅炉，为高压、自然循环、平衡通风、悬吊结构、固态排渣、无中间再热燃褐煤汽包锅炉，紧身封闭布置、全钢构架。

锅炉采用四角切圆燃烧，一次风为水平浓淡燃烧器。

每角燃烧器为四层一次风喷口，四层二次风喷口，其中两层二次风喷口中间布置一层点火、稳燃油枪。

四角同层的四台燃烧器由同一台磨煤机供应煤粉。

锅炉制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台锅炉配备四台中速磨煤机，三台运行，一台备用。

当燃用设计煤种时，锅炉不投油最低稳定燃烧负荷为60%BMCR。

（1）锅炉参数

锅炉型号：

HG-470/9.8-HM22

额定蒸发量：

470t/h

过热蒸汽出口压力：

9.8MPa（g）

过热蒸汽出口温度：

540℃

汽包工作压力：

11.17MPa（g）

给水温度：

210℃

一次热风温度（BMCR）：

403.2℃

二次热风温度（BMCR）：

391.9℃

空预器进风温度：

20℃

排烟温度：

158℃

锅炉效率：

89.64%

（2）锅炉尺寸

锅炉深度：

46010mm

锅炉宽度（两外侧柱距）：

27600mm

锅炉宽度（两内侧柱距）：

15200mm

汽包中心标高：

48540mm

过热器出口集箱标高：

49965mm

顶棚标高:

53740mm

炉膛宽度：

10860mm

炉膛深度：

10860mm

锅炉运转层标高：

13000mm

（3）燃料煤

采用锡林浩特胜利煤田东区二号露天矿开采的原煤，煤质属中低硫、低灰和高水分、低灰熔点、高挥发份的褐煤，适宜电厂燃用。

燃煤由火车运输至厂区内。

（4）锅炉点火及助燃油

采用0号和-35号轻柴油

（5）氨水来源及成分分析

本工程脱硫采用氨法脱硫,化工区装置副产的稀氨水作为脱硫剂。

提供的氨水组分如下（暂定）：

基本参数来氨水压力：

0.4Mpa，来氨水温度：

40℃，成分游离氨：

10%、H2S：

0.02%、CO2：

0.67%、油：

≤50mg/l

（6）锅炉燃煤量

锅炉燃煤量的计算原则

①锅炉的年利用小时数按8000小时计算（为满足化工生产所需）；

②锅炉日利用小时数按24小时计算；

③锅炉每小时总耗煤量由锅炉厂提供。

（7）燃烧及制粉系统

燃烧及制粉系统配置

磨煤机选用ZGM113G型中速磨煤机，其基点出力厂家推荐值为47t/h。

设计煤种BMCR工况3＋1运行。

为满足高水分褐煤炉内燃烧和制粉系统干燥的需要，锅炉一次风率取38～43%。

2、燃烧系统简介

烟风系统采用平衡通风方式，送风机和一次风机并排布置于锅炉后部，在送风机和一次风机入口风道上设有消音器，出口风道设有暖风器。

二次风经送风机、暖风器、空预器后风温403.2℃，进入锅炉四角的二次风道，再分配至锅炉各层二次风喷口。

一次风在进空预器前分为两路，一路为满足高水分褐煤的干燥需求，通过三分仓回转容克式空气预热器进行加热，为获取更高的一次风温，回转式空预器的旋转方向为烟气→一次风→二次风，一次风经回转式空预器加热至403.2℃，作为磨煤机制粉干燥用热风；另一路不经空预器，作为磨煤机调温风，以调节磨煤机出口介质温度。

磨煤机入口风温通过冷热一次风调节。

为防止空预器冷端堵灰，在空预器冷端和热端设置适当的吹灰器。

冷端蓄热元件采用低合金耐腐蚀钢板制作，低温段可独立更换。

每台空预器配有一台主驱动装置、备用驱动装置和盘车装置。

驱动装置采用进口设备。

制粉系统的防爆标准采用美国标准NFPA，从给煤机到磨煤机出口的所有要求承受内压的部件均按承受0.35MPa（g）的内部爆炸压力设计。

炉膛设计承压能力按大于5.8kPa，炉膛最大瞬时承受压力按±8.7kPa考虑。

锅炉出口烟气经电袋除尘器除尘后再经引风机，经氨法烟气脱硫装置，经烟囱排入大气。

每四台炉共用一座烟囱。

本期工程共2座烟囱,烟囱出口直径6.5m，烟囱高210m。

3、辅属设备简介

锅炉附属设备包括：

磨煤机、给煤机、一次风机、送风机、引风机、预热器、密封风机、除尘设备、除灰除渣设备、压缩空气设备、燃油设备、水处理设备、烟气脱硫设备等。

（1）磨煤机

中速磨煤机其型式为ZGM113G型。

磨煤机基本参数如下：

磨煤机计算出力（煤粉细度R90=35%时）：

37.99t/h

保证出力（条件为设计煤种、原煤粒度不大于30mm、煤粉细度R90=35%、考虑10%出力下降）：

41.79t/h

磨煤单位功耗：

≤10kW.h/t煤

分离器出口风量偏差：

≤5%

分离器出口粉量偏差：

≤5%

煤粉细度可调范围：