350MW超临界机组锅炉运行培训教材共232页

350MW超临界机组锅炉运行培训教材
榆神煤电北郊热电有限公司
生产准备部
2019年3月7日
目录
第一章350MW超临界燃煤锅炉概况 (3)
1.1超临界技术在国内外发展的现状 (3)
1.2榆神煤电北郊热电有限公司350MW机组锅炉技术规范 (4)
1.3锅炉的总体布置 (8)
1.4锅炉性能特点 (12)
1.5锅炉结构特点 (12)
第二章燃料、制粉设备及其系统 (13)
2.1煤的成分及主要特性 (13)
2.3榆神北郊热电MPS200-HP-Ⅱ磨煤机 (23)
2.4榆神北郊热电给煤机 (40)
2.5等离子点火系统 (43)
第三章煤粉燃烧及燃烧设备 (48)
3.1煤粉气流的着火燃烧 (48)
3.2榆神煤电北郊热电2×350MW机组锅炉燃烧设备 (537)
3.3低NO X燃烧技术 (66)
第四章水循环及水冷壁 (64)
4.1锅炉水动力学基础 (64)
4.2直流锅炉蒸发受热面 (72)
4.3榆神煤电北郊热电2×350MW超临界机组锅炉水冷壁 (81)
4.4榆神煤电北郊热电2×350MW超临界机组锅炉启动系统 (81)
第五章过热器与再热器 (83)
5.1概述 (83)
5.2350MW机组锅炉过热器、再热器结构特点 (88)
5.3超临界锅炉过热器、再热器的汽温特性及调节 (91)
5.4过热器、再热器的热偏差及防治 (97)
5.5高温积灰、腐蚀及预防 (103)
第六章省煤器与空气预热器 (108)
6.1概述 (108)
6.2省煤器 (108)
6.3空气预热器 (111)
6.4尾部受热面的积灰 (114)
第七章锅炉辅机及附属设备 (122)
7.1锅炉送、引风机及一次风机 (122)
7.2风机油系统及其保护装置 (132)
7.3风机的运行与维护 (135)
7.4静电除尘器 (138)
7.5水浸式捞渣机 (140)
第八章锅炉的启动与停运及试验 (150)
8.1直流锅炉启停特点 (150)
8.2榆神煤电北郊热电2×350MW超临界锅炉机组的启动 (155)
8.3350MW超临界锅炉机组的停运与保养 (162)
8.4超临界锅炉的试验与验收 (166)
第九章锅炉的运行及调整 (167)
9.1锅炉运行调整的任务 (167)
9.2锅炉工况变动的影响 (169)
9.3负荷分配、蒸汽参数的变化与调整 (173)
9.4锅炉燃烧的调整 (181)
9.5单元机组的变压运行 (191)
9.6锅炉的热平衡及各项热损失 (192)
9.7锅炉的燃烧调整试验 (195)
第十章锅炉的运行的故障及预防 (198)
10.1锅炉灭火与烟道再燃烧 (199)
10.2锅炉的结渣 (202)
10.3过热器管和再热器管的爆漏及预防 (209)
10.4水冷壁管的爆漏及预防 (212)
第十一章吹灰系统设备及运行 (216)
11.1概述 (216)
11.2电站锅炉对吹灰器的基本要求 (216)
11.3各种吹灰器在电站锅炉上的应用 (217)
11.4吹灰器的安装、运行和维护 (253)
第十二章脱硫脱硝系统
12.1系统概述 (256)
前言
榆神煤电北郊热电联产新建工程由榆林市榆神煤电公司投资组建。

本项目是陕西省和榆林市“十二五”期间的重点建设项目，是榆林市中心城区集中供热的主要热源点。

本项目建设规模为2×350MW超临界燃煤空冷供热机组，项目静态投资约30.32亿元。

厂址位于青云镇平顶梁，占地约25.05公顷。

贮灰场位于厂址南侧6.2km处的崔家畔村，占地3.15公顷；设计年耗用原煤约175万吨，采用榆神矿区煤，运距约20km；年平均用水量约222.5万m3，主水源为榆林市污水处理厂的再生水，管线长度8.5km。

备用水源为榆阳区红石峡水库地表水，新建管线长度7km；送出线路电压等级为330kV，四回出线，其中两回接入330kV榆林变，线路长度12km；两回接入750kV榆横变，线路长度42km；机组设计单台最大供热抽汽量为550t/h，年供热量约907万GJ，供热面积为1375万m2，年发电量约38.5亿kW·h。

第一章超临界燃煤锅炉概况
1.1 超临界技术在国内外发展的现状
增大锅炉容量和提高蒸汽参数是电厂锅炉的主要发展方向。

随着机组容量的增大和节约燃料的需要，提高电厂热效率就变得更加迫切。

提高锅炉所生产蒸汽压力、温度和采用蒸汽再热是提高热电转换效率的有效方法。

例如，对一个400MW的单元机组来说，采用超临界压力（24.12MPa）蒸汽参数的供电效率比采用亚临界压力蒸汽参数高1.4%，因此，采用超临界技术是电站锅炉发展的必然。

超临界机组在国外已有40余年的发展历史，各工业化国家的火电厂已广为采用。

目前形成三大派系：B&W派系采用欧洲本生式直流炉；CE派系采用苏尔寿式和复合循环直流炉；FW派系采用FW－本生式直流炉。

此外德国因为自身的煤炭资源比较丰富，煤种以褐煤为主，所以德国的锅炉技术发展相对较独立，对于100MW以上机组均采用本生式直流炉，而且都考虑变压运行。

前苏联大型锅炉不发展亚临界参数，300MW以上均为超临界压力直流锅炉，以拉姆辛锅炉为主。

1.1.1 国外超临界机组概况
（1）美国
美国在上世纪五十年代开始研制超临界机组，第一台（容量125MW）于1957年在菲罗电厂投运，采用二次再热，参数为31MPa、621/565/538℃；第二台（容量325MW）于1960年在艾迪斯电厂投入运行，采用二次再热，参数为34.5MPa，649/566/566℃，当时在世界上创造了容量、压力、汽温、热效率四个最高记录。

由于这两台机组的运行成功和后来在技术方面的不断改进，美国超临界机组的发展很快，1970年超临界机组的订货容量占总订货容量的64.27%，这期间机组的参数接受了以往的经验和教训已降为24.2MPa，538/538℃。

到1980年已有172套超临界机组。

但美国超临界机组的发展走过一段下坡路，主要原因是：追求大容量高参数，而且大多采用正压炉膛，热负荷又偏高，致使锅炉事故多，可用率低，对超临界机组的发展产生了不利的影响。

在总结了第一代机组的教训后产生了第二代机组，1980年代由美国电力研究院组织，分别由通用电气（GE）和西屋（WH）牵头，对投运的第二代超临界机组进行了调研，调查结果认为第二代超临界机组是成功的。

据1995年统计，600～900MW级机组中，198台亚临界机组，78台超临界机组。

据近期统计资料表明，超临界机组的可靠性有了很大的提高，各制造商（BW、CE、FW、GE、WH）已经生产出新一代超临界机组，美国超临界机组又进入新的发展时期。

（2）前苏联
前苏联是世界上采用超临界机组最多的国家，在前苏联国家标准中300MW以上根本没有亚临界压力参数。

第一台300MW超临界机组1963年投运，参数为25MPa，545/545℃。

在此之后又相继投运了300MW、500MW、800MW、1200MW超临界机组。

从1965年到1980年的十五年间，超临界机组容量占火电厂总装机容量的比重由7.5%增加到47.53%。

到1985年共投运超临界机组187台，总容量达68600MW，占火电总装机容量的52.4%，到1996年已达到232台。

由于采用超临界机组，并且供热机组较多，使前苏联成为发电煤耗较低的国家之一。

（3）日本
日本的超临界机组发展较快。

第一台600MW超临界机组（23.5MP a 538/566℃）是从美国GE 和BW引进的样机，1967年投运。

由日本公司仿制的第二台和第三台600MW超临界机组于1969年和1971年在该厂相继投产。

在仿制的基础上，利用日本自己的制造技术，先后又投运了500MW、700MW和1000MW超临界机组。

从1974年起投运的机组绝大部分是超临界压力的，近年已达到100%。

到1984年底总共投运超临界机组73台,总容量为42900 MW，占1967年以来新增火电装机总容量的58.88%。

据近期不完全统计，超临界机组的发电量达到总发电量的62%。

在发展超临界技术上日本有其独到之处，各发电设备制造公司与欧美各厂商进行技术合作，三菱（MHI）、日立、石川岛（IHI）和东芝，分别从美国燃烧工程公司（CE）、巴布科克·威尔科克斯（B·W）、福斯特·惠勒（F·W）和GE、西屋公司引进了设计制造技术，并及时吸收了苏尔寿、斯坦茵等欧洲的先进技术，在总结别国经验教训的基础上，加强技术研究，发展自己的超临界技术，使之成为目前超临界技术较先进的国家之一。

1.1.2 国内超临界机组的应用与发展
石洞口二厂是我国首座超临界参数的发电厂，安装2台600MW超临界机组，汽轮机参数为24.2MPa、538/566℃。

该工程于1988年开始兴建，两台机组分别于1992年6月、12月先后投运。

石洞口二厂投产后的运行实绩表明，超临界机组在技术上是成熟的，工程的建设也是成功的，它为我国应用和发展超临界机组积累了宝贵的经验。

随后又有盘山电厂2×500MW、南京和营口电厂各2×300MW、漳州后石电厂6×600MW、外高桥二期2×900MW等进口超临界机组相继投运。

与此同时，华能沁北电厂2×600MW和华润常熟电厂2×600MW等国产超临界机组也已于2009年投产。

1.2榆神煤电北郊热电有限公司350MW机组锅炉技术规范
1.2.1主要技术规范
本期工程装设2台350MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为超临界参数直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式。

1.2.2 锅炉容量和主要参数
主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等与汽轮机的参数相匹配，主蒸汽温度574℃，最大连续蒸发量暂按1120t/h，最终与汽轮机的VWO工况相匹配。

锅炉主要参数：（暂定）按不带低温省煤器热平衡图进行设计
过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR) 1120t/h
额定蒸发量(BRL) 1059t/h
额定蒸汽压力25.8MPa.g
额定蒸汽温度574℃
再热蒸汽：蒸汽流量(B-MCR/BRL) 937.79/887.24t/h
进口/出口蒸汽压力(B-MCR) 4.106/3.916MPa.g
进口/出口蒸汽压力(BRL) 3.885/3.710MPa.g
进口/出口蒸汽温度(B-MCR) 307.8/572℃
进口/出口蒸汽温度(BRL) 302.2/572℃
给水温度(B-MCR/BRL) 285.2/281.4℃
注：压力单位中“g”表示表压。

“a”表示绝对压力(以后均同)。

1.2.3 锅炉热力特性(B-MCR工况，由卖方填写)：
计算热效率(按低位发热量, BMCR工况) 94.82%
计算热效率(按低位发热量，BRL工况) 94.85%
制造厂裕量L mm0.34%
保证热效率(按低位发热量，BRL工况) 不低于94.51%
炉膛容积热负荷79.12kW/m3
炉膛断面热负荷 4.092MW/m2
燃烧器区域壁面热负荷 1.335MW/m2
最低不投等离子稳燃负荷30 ％
锅炉排烟温度（修正后）119℃
锅炉NOx的排放浓度≤200mg/Nm3（BMCR工况、标准状态、干烟气、含氧量6%、以NO2计,CO排放浓度不超过200ppm）
灰渣比9:1
1.2.4燃料
煤质及灰分析资料
1.2.5 锅炉给水及蒸汽品质要求
1.2.5.1 锅炉补给水制备方式及水量
锅炉补给水制备方式：超滤、二级反渗透+EDI
锅炉补给水量：正常时（按B-MCR的1.5%计）16.8t/h 锅炉起动或事故时最大值（按B-MCR的30%计）336 t/h 1.2.5.2 锅炉给水质量标准
《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145-2019）
二氧化硅：≤10μg/L；期望值≤5μg/L
铁：≤5μg/L；期望值≤3μg/L
铜：≤2μg/L；期望值≤1μg/L
钠：≤3μg/L；期望值≤2μg/L
TOC：≤200μg/L
电导率（加氧处理）：≤0.15μS/cm(经氢离子交换后，25℃)期望值≤0.10μS/cm
电导率（挥发处理）：≤0.15μS/cm (经氢离子交换后，25℃)期望值≤0.10μS/cm
pH（加氧处理）：8.0～9.0
pH（挥发处理）：9.0～9.6
溶解氧（加氧处理）：≤30～150μg/L
溶解氧（挥发处理）：≤7μg/L
1.2.5.3 蒸汽质量标准
二氧化硅：≤10μg/kg；期望值≤5μg/kg
铁：≤5μg/kg；期望值≤3μg/kg
铜：≤2μg/kg；期望值≤1μg/kg
钠：≤3μg/kg；期望值≤2μg/kg
电导率：≤0.15μS/cm(经氢离子交换后，25℃) 期望值≤0.10μS/cm
1.2.6厂用电系统电压：
中压：中压系统应为6/kV三相、50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为6kV。

低压：低压交流电压系统（包括保安电源）为380/220V、三相、50Hz；额定值200kW及以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相220V。

直流控制电压为220V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围从198V到248V。

设备照明和维修电压：
设备照明应由单独的380/220V照明变压器引出。

维修插座电源额定电压为380V、100A、三相、50Hz；单相220V、20A。

1.2.7锅炉运行条件
1.2.7.1 锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。

制粉系统：采用中速磨直吹式制粉系统，每炉配5台磨煤机，4用1备，煤粉细度按R90为22/20%（设计/校核煤种，暂定），煤粉均匀性指数为1.2(暂定),磨煤机出口煤粉温度：65～70℃（暂定）。

给水调节：每台机组配置1×100％B-MCR容量汽动给水泵，两台机组配置1×30％B-MCR 容量启动电动给水泵。

汽轮机旁路系统：采用35%BMCR容量二级串联旁路。

空气预热器进风加热方式：采用一次风，二次风加装暖风器。

除渣方式：锅炉除渣装置采用湿式刮板捞渣机除渣系统，锅炉下联箱带密封板及不锈钢档渣网。

锅炉下联箱中心标高暂定为6.5m。

锅炉运转层标高暂定为12m。

1.2.7.2锅炉在投入商业运行后，年利用小时数不小于6500小时，年可用小时数不小于7800小时。

锅炉投产第一年因产品质量引起的强迫停用率不大于2%，计算公式如下：
强迫停运小时
强迫停用率= ×100%
运行小时+强迫停运小时
1.2.7.3 机组运行模式符合以下方式
负荷每年小时数
100% 4200
75% 2120
50% 1180
40% 300
1.2.8冷却水
本工程辅机冷却水系统采用闭式冷却水系统，主要用于冷却转动机械轴承、电动机等对水质有较高要求的地方。

冷却水系统初步设计参数如下：
1.2.9压缩空气系统
压缩空气压力为0.45～0.7MPa(g)，选择气动头按0.45MPa(g)考虑。

1.3 锅炉的总体布置
1.3.1 锅炉的总体简介
榆神煤电北郊热电有限公司2×350MW机组燃煤锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、运转层（12m）以上紧身封闭、固态排渣、内置式启动系统、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

锅炉型号HG-1120/25.8-YM3
锅炉炉膛采用全焊接膜式水冷壁结构，炉膛宽度14627.3mm，深度14627.3mm，炉顶管中心标高为58.3mm。

锅炉水冷壁由炉膛下部(包括冷灰斗)螺旋管圈和上部垂直管屏两部分组成，采用混合集箱实现由螺旋管圈向垂直管屏的过渡。

由省煤器出口来的工质通过一根大口径下水管和连接管引入炉底左、右侧两根水冷壁入口集箱，依次流经冷灰斗和炉膛下部螺旋管圈水冷壁进入中间混合集箱。

螺旋管圈通过中间混合集箱转换成垂直管屏，其中前墙和两侧墙水冷壁直接引向位于顶棚上面的出口集箱，后墙水冷壁通过吊挂管集箱，悬吊管进入出口集箱。

工质由各水冷壁出口集箱引出管汇入两根大口径下降管进入折焰角入口组合集箱，然后分别引入水平烟道两侧墙和折焰角入口短集箱，再经水平烟道两侧墙和折焰角—水平烟道斜坡—对流管束分别进入各自的出口集箱。

最后，水冷壁出口工质由水平烟道两侧墙和折焰角斜坡水冷壁出口集箱，通过连接管分别引入位于水冷壁和过热器之间的2只并联工作的汽水分离器。

下部水冷壁采用螺旋管圈布置，管子沿螺旋倾角盘旋上升，上部水冷壁为垂直光管，上下部水冷壁采用中间混合集箱过渡。

为保证四面水冷壁的流量分配均衡，防止吊挂管在低负荷时发生流动停滞，在所有后水吊挂管入口段均加装了节流短管，用以限制流量。

锅炉炉前沿宽度方向垂直布置2台外径/壁厚为φ762×120mm的汽水分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接。

6根引入管以15︒倾角沿圆周切向引入启动分离器，其入口位置、角度和流速的选取及汽和水的引出方向有利于汽水分离。

当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负
荷30%BMCR时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入过热器，而水通过分离器下部管道通至贮水箱。

贮水箱的水接入大气式扩容器，管道上设有调节阀，可根据不同状况控制贮水箱水位和对工质和热量的回收。

在大气式扩容器中，蒸汽通过管道在炉顶上方排向大气；水进入扩容器集水箱后再排至冷凝器。

1.3.2 锅炉系统
1.3.
2.1 燃烧系统
采用低NOx直流煤粉燃烧器，燃烧方式采用四角切圆燃烧。

煤粉燃烧器的设计、布置充分考虑了对设计煤种和校核煤种的适应性及煤质的变化范围。

共布置5层燃烧器，与中速磨煤机相对应，每台磨对应一层燃烧器，四台磨投运就可带BMCR负荷，一台磨煤机备用。

本工程采用等离子体双尺度燃烧技术。

1.3.
2.2 汽水系统
炉膛由膜式壁组成。

下部水冷壁采用螺旋管圈布置，上部水冷壁为垂直管，上下部水冷壁采用中间混合集箱过渡。

从炉膛出口至锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾部烟道，尾部烟气分两路，一路流经前部烟道低温再热器，一路流经后部烟道的低温过热器、省煤器，最后所有烟气进入下方的回转式空气预热器。

过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制。

再热器汽温采用尾部调温挡板调节，再热器进口连接管道上设置事故喷水。

（1）水冷壁
水冷壁为全膜式焊接水冷壁，下部水冷壁及灰斗采用螺旋管屏，上部水冷壁为垂直管屏，螺旋管屏和垂直管屏的过渡点在标高 43.232m处。

由冷灰斗来的管子组成两个管带，围绕炉膛四壁盘旋上升，13.9402°，盘旋1.5圈（冷灰斗以上）。

螺旋管圈水冷壁管根数共264根，管子规格为φ38×7.3mm，光管管材为15CrMoG。

垂直水冷壁管共1060根，管直径为 31.8×6.2mm，节距为55mm，管材为12Cr1MoVG，折焰角、水平烟道斜坡和对流管束的管子规格为φ42×7mm，管材均为15CrMoG 。

其中对流管束拉成4排，横向节距220mm。

后水冷壁吊挂管子规格φ63.5×14mm，横向节距220mm，管材均为15CrMoG。

水冷壁总容积（至分离器出口）44m3。

（2）过热器
过热器由顶棚包墙过热器、一级过热器、屏式过热器和末级过热器组成。

顶棚包墙过热器由炉膛顶棚管、尾部烟道包墙管和尾部烟道分隔墙管组成。

由光管加扁钢焊成膜式壁结构。

一级过热器布置于尾部双烟道中的后部烟道中，水平布置方式。

分隔屏过热器布置在上炉膛，沿炉膛宽度方向布置4片。

末级过热器位于折焰角上方，沿炉膛宽度方向布置21片。

过热器进、出口集箱之间的所有连接管道均为两端引入、引出，并进行左右交叉，确保蒸汽流量在各级受热面中的均匀分配，避免热偏差的发生。

低温过热器入口/出口蒸汽温度429/497℃。

屏式过热器入口/出口蒸汽温度469/551℃。

末级过热器入口/出口蒸汽温度521/574℃。

过热器总水容积 256m3。

再热器分为低温再热器和高温再热器两段。

低温再热器布置于尾部双烟道的前部烟道中，由4段水平管组组成。

水平再热器沿炉宽布置110片。

高温再热器布置于水平烟道内，低温再热器直接连接，逆顺混合换热布置。

高温再热器沿炉宽布置65片。

一级再热器入口/出口蒸汽温度307/475℃。

末级再热器入口/出口蒸汽温度475/569℃。

再热器总水容积 220m3。

（4）省煤器
省煤器布置在尾部后烟道下部，采用“H”型鳍片式，顺列布置，以逆流方式与烟气进行换热。

在省煤器烟气入口的四周墙壁上设置了防磨盖板及烟气阻流板，避免形成烟气走廊而造成局部磨损。

省煤器管管数520根。

省煤器管径Φ44.5×6.5 mm。

省煤器水容积 96m3。

1.3.
2.3 制粉系统
制粉系统采用MPS170HP-II辊-环式中速磨煤机，正压冷一次风直吹式制粉系统，每台锅炉配5台中速磨，4台运行1台备用。

每台磨煤机上部出口的4根煤粉管分别送至炉膛四周同一层燃烧器的一次风口。

（1）原煤斗
每台炉配5磨煤机，侧煤仓室内零米布置，给煤机层在12.0m层平台。

每台磨配一个金属煤仓，每个煤仓有效容积为400m3，原煤仓总储煤量，对燃用设计煤种，可满足在BMCR工况8.6小时的燃煤量。

（2）给煤机
每台磨煤机配一台电子称重式给煤机，将原煤送入磨煤机，每台给煤机的出力为5～50t/h 。

电子称重给煤机为选用皮带式，采用变频调速电机，设有断煤监控装置。

a. 设备名称：称重式皮带给煤机
b. 型号：HD-BSC26
c. 落煤管管径:Φ630 mm。

d. 给煤机电源为380伏，三相、50赫兹。

e. 主驱动电动机型式：变频调速；主驱动电动机型号：YVP3.0 ，功率：3.0 kW
f. 清扫链电动机型号: Y0.55，功率：0.55 kW
g. 机体密封风参数:密封风压：500～700 Pa；密封风风量：7～9 Nm3/min
h. 称量精度：±0.2%
磨煤机选用MPS170HP-II型中速磨煤机。

锅炉要求的煤粉细度：设计煤种R90=22%。

MPS-HP-Ⅱ型磨煤机是德国Babcock公司最新开发的MPS型磨煤机的第三代产品，该产品的突出特点是在液压变加载系统的基础上增加了一套阻尼式液压控制系统。

该系统采用的是双比例溢流阀控制，在控制方式上采用的是手动和自动两种控制方式。

手动控制是程控人员在电脑操作屏幕上人为调整加载力和阻尼力的比例溢流阀开口度；自动控制是采用PID比例积分微分方法自动调节比例溢流阀开口度。

在此两种控制方式下液压站比例溢流阀电磁线圈接收来自DCS两路4～20mA通过液压站放大板放大的模拟量信号，此信号调整液压站加载力和阻尼力的大小。

1.3.
2.4 烟风系统
烟风系统包括空气送入系统、烟气引出系统、密封风系统和冷却风系统。

烟风系统按平衡通风设计。

大气中的空气被一次风机、二次风机送到空气预热器经加热后分别送至磨煤机磨制煤粉和燃烧器二次风箱，最后从燃烧喷口进入炉膛内。

燃烧后的烟气经锅炉尾部烟道、电除尘器、脱硫塔被引风机抽入烟囱排出。

（1）一次风系统
该系统供给磨煤机制粉和送粉所需的热风和磨煤机调整风（冷风）、磨煤机（密封风机从一次冷风吸入加压后供给磨煤机密封用）和给煤机的密封风，设1台动叶可调轴流式一次风机，其进口装有消声器和调节风门，炉前设有热一次风和冷一次风母管。

（2）二次风系统
该系统供给燃烧所需的空气。

设有1台动叶可调轴流式送风机，其进口装有消声器。

为防止空气预热器冷端腐蚀，在一次风机和送风机入口装有暖风器（热源来自辅汽联箱），冬季启动和低负荷运行时以适当提高风机进风温度。

（3）烟气系统
该系统是将炉膛中的烟气经过尾部受热面、脱硝装置、空气预热器、电除尘器、脱硫岛和烟囱排向大气。

在除尘器后设有1台静叶可调轴流引风机。

两台炉合用一座高度为210米、出口内径为7.5米的钢筋混凝土烟囱。

（4）密封风系统
该系统向5给煤机和磨煤机供给密封风，防止煤粉外漏。

密封风机从磨煤机前冷一次风母管上吸风，采用集中供风、与一次风串联设计，风机为室内布置。

每炉设置2台100%容量的密封风机，其中一台为变频调节，正常运行工况下，1台运行，1台备用。

且单台出力能保证5台磨煤机及冷热一次风插板门、调节门以及给煤机运行时的密封风量的要求，并有可靠的防尘措施。

每台密封风机配一台空气过滤器。

二台密封风机可自动切换，并实现互为自启动联锁。

（5）火焰检测冷却风系统
在该系统内设置了2台100%容量火焰检测冷却风机，1台运行，1台备用。

就地吸风，向炉膛火焰检测探头提供冷却风和清扫风。

（6）空气预热器
采用引进技术制造的三分仓回转式空气预热器，主轴垂直布置，烟气和空气以逆流方式换热。

空气预热器冷段蓄热组件保证满足机组采用SCR脱硝装置要求，采用镀搪瓷换热元件。

空气预热器采用中心驱动，保证安全可靠。

每台空气预热器配备主电动驱动电机外，还将配有同功率辅助电机，该电机带有电磁空气阀的自动离合器，能进行遥控或自动操作。

各驱动电机之间能自动离合自动切换，超越离合器布置在高速轴。

各驱动马达均配有变频电源，具备软启动和盘车功能，并能做到预热器冲洗时的低速运行，还将配有气动盘车马达，并提供气动马达的用气量。

空气预热器将采用径向、轴向和环向密封系统。

密封系统采用双、三密封及柔性密封技术。

空预器烟气侧入口有隔离挡板，出口处有混合装置，以使进入除尘器的烟温均匀。

空气预热器设置带有照明的窥视孔，有效可靠的火灾报警装置、消防系统和清洗系统（含高压水清洗系统）。

空气预热器配置停转报警装置。

空预器本体无润滑油站。

蒸汽吹灰汽源为屏过出口。

空气预热器上段（即热端）装设蒸汽吹灰系统，下段（即冷端）装设蒸汽/高压水双介质吹灰系统及相应的高压冲洗水泵、管道、阀门、测点、电控箱、控制设备等所有辅助设备。

高压冲洗水泵1台炉设置1套。

1.4 锅炉性能特点
1.4.1 变压、备用和再启动性能
锅炉下部炉膛水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，在各种负荷下均有足够的冷却能力，并能有效地补偿沿炉膛周界上的热偏差,水动力特性稳定；采用2只启动分离器，壁厚较薄，温度变化时热应力小，适合于滑压运行，提高了机组的效率，延长了汽机的寿命。

1.4.2 运行可靠性能
本锅炉吸取了变压运行本生直流锅炉设计、制造经验，在燃烧等方面的研究和应用上进行了大量工作，并对已投运的机组积累了大量的调试和研究数据。

其炉型依据成熟的设计和制造经验，具有较高的可用率和可靠性，能满足用户的各种技术要求。

1.5 锅炉结构特点
1.5.1 锅炉构架
锅炉构架是锅炉机组的重要组成部份，用于支吊和固定锅炉本体各部件，并维持锅炉各部件之间相对位置的空间结构。

本锅炉采用框架结构形式，锅炉构架由地脚螺栓及支架、柱底板、柱、梁、水平支撑、垂直支撑、平台楼梯及顶板等部件组成。

主要构件的连接采用扭剪型高强度螺栓连接的方式。

1.5.2 燃烧室和水冷壁
炉膛下部水冷壁采用螺旋管圈布置，上部水冷壁为垂直管，上下部水冷壁间采用中间混合集箱过渡。

由于采用螺旋管圈的冷灰斗和中间混合联箱型均可有效消除螺旋管圈管子的热偏差。

水冷壁采用全焊接的膜式水冷壁，保证燃烧室的严密性。

水冷壁有足够的动力水头，以防止在任何工况下（尤其是低负荷及启动工况）水循环中出现停滞、倒流、不稳定的水动力等情况发生，保持水。