电厂安全验收报告正文

1. 概述
1.1 安全验收评价依据
1.1.1 国家有关法律
（1）《中华人民共和国安全生产法》(2002年6月29日)
（2）《中华人民共和国劳动法》(1994年7月5日)
（3）《中华人民共和国电力法》(1995年12月28日)
（4）《中华人民共和国消防法》（1998年4月29日）
（5）《中华人民共和国职业病防治法》（2001年10月27日）
（6）《中华人民共和国防洪法》（1997年8月）
1.1.2 相关法规及文件
（1）国务院令第344号《危险化学品安全管理条例》2002.1.26
（2）国务院令第373号《特种设备安全监察条例》2003.2.19
（3）国家发展和改革委员会国家安全生产监督管理局发改投资[2003]346号《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知》（4）安监管协调字[2004]56号《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（2004年4月27日）
（5）原劳动部令1996第3号《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》
1.1.3 主要技术文件
（1）国家安全生产监督管理局国家煤矿安全监察局监管技装字[2003]37号《关于印发<安全评价通则>的通知》
（2）国家安全生产监督管理局安监管技装字[2003]79号《安全验收评价导则》
(3)原劳动部劳安字[1992]1号《建设项目(工程)职业安全卫生设施和技术措施验收办法》
1.1.4 项目批准文件及工程资料
（1）《国家计委关于下达2002年第十三批基本建设新开工大中型项目计划的通知》计投资[2002]2400号
（2）广东省台山发电厂一期1、2号机组工程初步设计说明书
（3）广东省台山发电厂一期1、2号机组工程劳动安全验收评价合同书
（4）与工程有关的其它技术资料
1.1.5 评价标准及规范
1.1.5.1国家标准及规范
（1）《建筑设计防火规范》GBJ16-87（2001年版）
（2）《建筑物防雷设计规范》GBJ50057-94（2000年版）
（3）《港口工程劳动安全卫生设计规定》JT320-1997
（4）《油码头安全技术基本要求》GB16994-1997
（5）《海港总平面设计规范》JTJ211-99
（6）《装卸油品码头防火设计规范》JTJ237-99
（7）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB5008-92
（8）《液体石油产品静电安全规程》GB13348-92
（9）《石油库设计规范》GBJ74-84
（10）《氢氧站设计规范》GB50177-93
（11）《氢气使用安全技术规程》GB4962-85
（12）《生产设备安全卫生设计总则》GB5083-85
（13）《生产过程安全卫生要求总则》GB12801-91
（14）《重大危险源辨识》GB18218-2000
（15）《机械设备防护安全要求》GB8196-87
（16）《电气设备安全设计导则》GB4046-83
（17）《供配电系统设计规范》GBJ50052-95
（18）《工业企业照明设计标准》TJ34-79
（19）《起重机械安全规程》GB6067-85
（20）《工业企业厂内运输安全规程》GB4387-84
（21）《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002
（22）《工作场所有害因素职业接触限值》GBZ2-2002
（23）《工业企业照明设计标准》TJ34-79
（24）《港口重大件装卸作业技术要求》JT/T2028-93
（25）《建筑抗震设计规范》GBJ11
（26）《构筑物抗震设计规范》GB50191
（27）《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-96
（28）《电力设施抗震设计规范》GB50260
（29）《港口输煤皮带机防火管理规定》交公安字发1995.1050号
（30）《港口大型机械防阵风防台风管理规定》2003年3号交通部令
（31）《压力管道安全管理与监察规定》原劳动部96.4
（32）《输油管道工程设计规范》GB50253-94
（33）《石油库静电安全规范》Q/SH039-023-92；
（34）《固定式钢直、斜梯安全技术条件》GB4053.1-93、GB4053.2-93 （35）《固定式工业防护栏杆安全技术条件》GB4053.3-93
（36）《固定式工业钢平台安全技术条件》GB4053.4-93
（37）《安全色》GB2893-2001
（38）《安全标志》GB2894-1996
1.1.5.2电力行业主要标准和规范
（1）《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000
（2）《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-1996
（3）《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002
（4）《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》DLGJ56-1995
（5）《火力发电厂总图运输设计技术规程》DL/T5032-94
（6）《火力发电厂建筑设计规程》DL5094-1999
（7）《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》DL/T5035 -2004
（8）《电力工业锅炉压力容器安全监察规程》DL1612-1996
（9）《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》DL/T5121-2000
（10）《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL/T5054-1996
（11）《火力发电厂化学设计技术规程》DL/T5068-1996
（12）《火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》DLGJ24-91 （13）《火力发电厂热工控制系统设计规定》DL/T5175-2003
（14）《火力发电厂辅助、附属及生活辐利建筑物建筑面积标准》DL/T5052-1996
（15）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997
（16）《六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则》DL/T639-1997
（17）《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612-1996
（19）《电力系统安全稳定导则》DL775-2001
（20）《交流电气的装置接地》DL/T621-1997
1.1.6 评价范围及内容
1.1.6.1 评价范围
根据企业要求本次评价范围为台山电厂一期2×600MW机组的主体工程、主要辅助工程及煤码头、油码头的安全验收评价。

有关消防、防雷设施、卫生（包括照明）、环境保护及环保工程（包括脱硫工程）等企业已委托有关部门进行专项验收评价。

本安全评价只对消防、防雷设施专项验收结果的认可。

1.1.6.2 评价内容
(1)主要危险有害因素辨识及分析；
(2)总体布置及常规防护设施措施评价；
(3)易燃易爆场所评价；
(4)有害因素安全控制措施评价；
(5)特种设备监督检验记录评价；
(6)强制检测设备设施情况检查；
(7)电气安全评价；
(8)机械伤害防护设施评价；
(9)工艺设施安全联锁有效性评价；
(10)安全生产管理评价；
(11)在上述评价工作的基础上，客观公正得出评价结论，并提出存在问题和建议。

1.1.6.3 评价程序
安全验收评价程序包括5个过程：前期准备过程、危险识别过程、安全评价过程、安全控制过程、综合论证过程，如图Ⅰ-Ⅰ所示。

1.2建设单位简介
本工程的建设单位是广东国华粤电台山有限责任公司。

一期工程1、2号机组，装机容量为2×600MW国产亚临界燃煤发电机组，1号机组在2003年12月已安装完毕发电，2号机组2004年4月安装完毕发电，电厂规划出线电压等级本期1、2号机组以220kV出线，电厂投产后将成为广东省主力电厂之一。

台山电厂总占地面积221.88万m2，电厂位于铜鼓湾西侧、三面环山，南临大海，是台山市规划的沿海地带新兴经济开放区的一部分，位于该新兴经济开放区的东部端头。

全厂职工433人，其中生产人员343人，管理人员78人（含安全管理人员），党群工作人员6人，服务性管理人员6人。

1.3 建设项目概况
1.3.1地理位置与周边环境
台山电厂厂址位于珠江口以西60km（直线距离）沿海的铜鼓湾上，属台山市田头镇铜鼓村地域，三面环山，南面临海，由泻湖相及砂堤沉积物所形成的一块海滨山谷平地，自然村及耕地均分布在这块山谷平地上，约有居民2000人，耕地有3000余亩，其中水田约1200亩，由于有山塘自流灌溉，旱涝保收，居民生活安定。

电厂厂址在铜鼓湾口的西侧，也就是在铜鼓湾平地的西侧临海地带，厂址东北面距赤溪镇约15km（直线距离），东面为大襟岛，相距约5km；南面为南海与上川岛遥遥相对，相距约10km海域；西北距广海镇17km，北距台山市约50km。

详见厂址地理位置图1-1
1.3.2 自然条件
（1）气象
台山电厂厂址位于台山市南部滨海地区，属亚热带海洋气候，日照时间长、温暖、多雨、夏季盛吹偏南风、冬季以偏北风为主。

离厂址最近的气象站为上川岛气象站，距厂址约20km，同属滨海地区，地理及气候条件基本相同，拥有1958年以来40多年的气象资料。

根据1958年至1998年气象资料统计，气象特征如下：
多年平均气温22.6℃
最高月平均气温28.4℃（7月份）
历年极端最高气温37.0℃（1989年7月16日）
最低月平均气温14.9℃（1月份）
历年极端最低气温 3.0℃（1972年2月9日）
多年平均相对湿度81%
多年平均降水量2182.4mm
历年最大年降水量3657.7mm（1973年）
历年最小年降水量1028.1mm（1977年）
历年最大一日降水量324.8mm（1973年5月28日）
历年最大一小时降水量143.9mm（1997年6月14日）
历年最大十分钟降水量32.9mm（1990年4月9日）
多年平均气压1011.1hpa
多年平均风速 4.7m/s
历年十分钟最大风速37.3m/s（1975年10月6日）
三十年一遇设计最大风速37.5m/s
厂址主导风向ENE
（2）厂址滨海水文条件
1）潮汐特征
厂址海区潮汐属不正规半日潮型，其特征是太阳日有两次高潮和两次低潮。

厂址以西15km有烽火角潮位站，该站拥有1965年至1998年的长期验潮资料。

根据该站实测潮位资料统计计算，潮汐特征值如下：
历年最高高潮位 2.83m（1989年7月18日）
历年最低低潮位-1.95m（1987年11月28日）
多年平均高潮位0.62m
多年平均低潮位-0.66m
历年最大潮差 3.52m（1987年）
多年平均潮差 1.28m
平均涨潮历时5h02min
平均落潮历时7h32min
设计高潮位 3.10m
设计低潮位-1.99m
平均海平面-0.07m
2）波浪
厂址海区由于水深小，故其波浪较小，且周期较长，具有明显的涌浪特性。

根据交通部四航院于1988年10月8日至1989年11月14日在厂址海区进行波浪观测。

各月波向基本上集中在E∽S方位，其他波向频率甚少，主波向和强波向均为ESE~S，实测结果如下：
最大波高Hmax=3.9m，波向ESE
最大平均波高H=2.1m, 波向SSE
最大有效波高H S=2.8m，波向SSE
年平均波高0.34m
3）区域地质概况及地震烈度
厂区及附近出露的地层，只有第四系土层，未见其它老地层，厂区基底及周围丘陵上的岩石为燕山四期花岗岩，区域地质构造简单，厂区及周围10km范围内无区域性大断裂通过。

根据《广东省地震烈度区划图》（广东省地震局，广东省建委1990）和广东省地震局震函（1992）90号文，台山电厂位于地震烈度7度区。

1.3.3 建设规模
台山发电厂总规划装机容量为5台600MW等级机组，本期建成一期工程1、2号机组，装机容量为2台600MW国产燃煤机组。

机组采用国产亚临界燃煤机组，汽轮机、发电机、锅炉分别由上海汽机厂、上海发电机厂、上海锅炉厂制造提供，型号分别为：汽机N600-16.7/537/537，电机QFSN-600-2，锅炉SG2026/17.5型。

主厂房采用锅炉岛、煤仓间、除氧间、汽机房顺列布置方式。

汽轮发电机采用纵向布置方式，汽机房运行层采用大平台布置，两机中间有一跨作为安装检修吊物运行层，标高13.7米。

1.3.4厂区总平面布置
本工程的总平面布置按功能分区布置：
（1）1、2号机组主厂房布置在厂区西北部，固定端朝西，向东扩建。

主厂房南北布置，主厂房区由北向南顺列布置为汽机房，除氧间、煤仓间、锅炉间和集中控制综合楼、送风机室、电除尘、冲洗水泵房及电除尘配电室、引风机、烟道烟囱。

（2）220KV升压站，采用220kV GIS配电装置，布置在主厂房以北、厂前区西侧的地方，便于向北架空出线。

（3）净水站、化水车间、制氢站等布置在主厂房以西的山边。

（4）综合办公楼、食堂、仓库、小车库及消防车库等布置在厂区北部，位于220kV GIS配电装置以东至电厂正门的场地上，形成入口生产办公区，综合办公楼座北朝南，俯视整个厂区。

（5）脱硫装置布置在主厂房区以南、烟囱后部的场地上，有脱硫烟道GGH、脱硫吸收塔，循环浆砂房及脱硫配电室，事故浆罐，制粉车间，石灰石粉仓、工艺水罐等建（构）筑物。

（6）干灰库区、石膏仓库、油库房、污水处理站等污染性较大项目集中布置在厂区西南角的山脚下。

（7）煤场设在厂区南部，靠近煤码头、燃煤通过码头C0、C1—C4输煤栈桥及T0、T1~T4输煤转运站进入煤场，再从煤场通过输煤系统的C5～C10输煤栈桥及T5~T10输煤转运站送到主厂房，从1、2号机组主厂房扩建端进入主厂房煤仓间。

在煤场功能区布置有运煤控制楼、推煤车库及检修间、煤场雨水初沉池、港监楼、推扒煤车库、煤码头控制室等。

（8）循环水进水口设在厂区南护岸上，从煤码头港池取水。

循环水进水通过630长的明渠引入循环水泵房，再通过压力管道送至主厂房；循环水排水排至厂房A排柱外虹吸井，再用管道送到厂区东部的排水口。

（9）电厂配套港口码头布置在厂区南面海岸。

（10）电厂正门布置在厂区北面，是电厂与外界联系的主要出口，
在厂区东北角设有侧门一个，以便于运灰、运石灰石粉、运石膏、电厂扩建施工时车辆的进出需要。

（11）厂区主要道路路宽为12m、8m、6m，次要道路路宽为4m，转弯半径有20m、12m、7m。

（12）厂区围墙内占地为94.3万m2，其中1、2号机组工程占地面积为51.10万m2，本期单位容量用地面积为0.426m2/kw，最终单位容量用地面积为0.196m2/kw。

1.3.5竖向布置
（1）厂区场地标高
厂址百年一遇高潮位3.10m，根据火力发电厂设计技术规程2.0.5规定，台山电厂位于海滨，其防洪堤（或防浪堤）的堤顶标高按频率为1%的高水位（或高潮位），加重现期为50年累计频率1%的浪爬高和0.5m 的安全超高，主厂区场地标高为4.5m。

煤场靠近海边，排水距离短，煤场标高为3.8m，电厂位于海边，厂区防浪主要依靠东护岸，东北护岸，东防浪堤，西防浪堤，作为厂区直接屏障的东护岸，东北护岸堤高7.1m，档浪墙墙顶标8.10m。

（2）建（构）筑物场地标高
主厂房、除氧间、煤仓间、锅炉间室内设计标高±0.00m相当于珠江基面高程4.8m，室内外高差为0.3m；其它建（构）筑物室内设计标高±0.00m，相当于珠江基面高程4.70m，室内外高差为0.20m。

（3）防洪、排洪、场地排水
电厂厂址位于海边，防洪、排洪、场地排水比较好解决，电厂厂区场地设计标高考虑百年一遇潮位的影响及厂区上游的截洪，不存在内涝影响，根据厂址地区的水文气象情况，厂区场地标高为珠江基面高程4.5m，厂区道路采用城市型道路，厂区场地排水由场地排入厂区道路的雨水井，会入下水道，由西向东排入大海。

在厂区的北面、西面都设计
截洪沟、排洪沟、向东、向南排入大海。

1.3.6交通运输
根据厂址的自然条件与现状，本厂址交通运输的原则是：水路为主、公路为辅。

（1）水路运输
厂址南临南海，靠近外海主航道，厂址的水路运输较为方便，电厂本期已建一座5000t级重件码头，一个5万t级专用煤码头，一个1000t 级的油码头。

燃煤由煤码头煤船经输煤系统到主厂房，燃油由船上泵送至贮油罐，电厂材料和设备运输重件码头上岸。

（2）陆路运输
①厂址附近公路
东线：从台城冲萎浮石进厂公路厂区共59.5km
西线：从台城端芬广海六福进厂公路厂区全长765k
高速公路：从厂区进厂公路新台高速佛开高速广佛高速
②进厂公路：
地方性的公路到田头镇，从田头镇起到电厂厂址为进厂公路，包括进厂隧道全长16.6km，标准为二级公路，本公路是电厂的专用进厂公路，是与厂外联络的第一通道（主通道）。

电厂进厂公路不但解决了电厂本身的交通运输问题，同时对该地区鱼塘湾和铜鼓湾一带的经济发展起到了很大的促进作用。

（3）厂内运输
厂区道路按基本要求进行设置，厂区路网为正南北井字形，有南北主干道，东西主干道，各主要功能分区有环形运输和消防车道，厂区主要道路路宽为12m、8m、6m，次要道路路宽为4m，转弯半径有20m、12m、7m。

电厂设有出入口二个，分别为厂区北面的电厂正门，厂区东北角侧
门。

电厂正门接进厂公路，是电厂与外界联系、电厂员工上下班的主要出入口。

厂区东北侧门是本期工程运灰车辆的出入口。

（4）灰场运输
电厂本期灰场为山谷灰场，灰场距离电厂厂区约 3.0km，本期出灰采用汽车运输，建设运灰道路路宽7m砼跨面。

（5）重件运输
重件运输道路连接厂区与电厂重件码头，其专向电厂重件码头接厂区东护岸转入厂区东西主干道，连接厂区道路。

1.3.7管线及沟道布置
（1）循环水管沟
本期工程循环水进水管由厂区南部的循环水泵房沿C7、C8、C9输煤栈桥到主厂房A排柱前进入主厂房，循环水排水管由主厂房A排柱出来进入虹吸井，从虹吸井出来后沿A=1085道路的北侧往东，通过循环水排水口排入大海。

（2）排水
雨水管沿厂区道路布置，排水方向由西到东，从东护岸排入大海，电厂污水用污水管引到污水处理站处理后回用。

（3）电缆
在主厂房A排柱外的电缆走电缆沟，厂区其它地方的电缆基本采用综合管廊敷设和直埋。

（4）综合管廊
综合管廊所有小管径的压力管线沿综合管廊敷设，综合管廊净空一般高3m，跨公路净空高5m，综合管廊沿公路布置，设二~三层，利用输煤栈桥下空间。

（5）其它管线
工业水管、化水管沟、氢气管沟、消防水管等根据工艺及消防要求，
沿厂区道路边布置。

详见台山电厂总平面布置图1-2
1.3.9经济技术指标
(1)总指示
·发电工程静态总投资577172万元
·发电工程动态总投资610436万元
·工程项目计划总资金672699万元
·发电工程每千瓦造价(静态) 4810元/KW
·发电工程每千瓦土建投资1847元/KW
·发电工程每千瓦设备投资1731元/KW
·发电工程每兆瓦钢材消耗量42.02t/MW
·发电工程每兆瓦木材消耗量 6.82m3/MW
·发电工程每兆瓦水泥消耗量86.41t/MW
(不含码头、岸墙、水库、进厂公路用量)
(2)总布置指标
.规划厂区围墙用地面积94.3万m2
.本期厂区围墙内用地面积40.4万m2
.每千瓦用地面积本期0.337 m2/KW
规划0.135 m2/KW .建筑系统本期38.5%
.场地利用系统本期59.3%
.土石方工程量:
挖方工程量本期471万m3
规划471万m3 .填方工程量本期471万m3
.厂区绿化系统本期19.1%
（3）主厂房指标
.主厂房总容积(不包括锅炉房) 36.4万m3
.每千瓦主厂房容积0.303 m3
.每兆瓦主厂房三材消耗量
钢材12.3/MW
木材0.7 m3/MW
水泥 5.56t/ MW
（4）运行指标
.全厂热效率41.556%
.全厂发电标准煤耗率296g/kWh
.全厂厂用电率
含脱硫 6.62%
不含脱硫 5.61%
.每兆瓦容量的发电厂人数0.36人/ MW
.每百万千瓦容量耗水量
含脱硫0.136m3/S/1000MW 不含脱硫0.099m3/S/1000MW .年利用小时数5200h
1.4生产工艺
1.4.1主要生产工艺流程
振
（1）输煤系统设置11个转运站（T 0~T 10），双路输送皮带机11对（22台）（C 0A/B~ C 10A/B ）。

露天贮煤场两个，煤场占地面积22620m 2，从煤场地面算起煤堆最终高度为10m ，两个煤场共贮煤36×104t 。

各煤场安装1台斗轮堆取料机，最大堆料出力3600t/h ，取料出力1600t/h 。

贮煤场的煤经堆取料机经皮带机输送到原煤仓，整个输送过程中（C 0A/B~ C 10A/B ），在各转运站设置有除铁器，振动格筛，非金属探测器，取样装置、皮带称、除尘器等设施。

（2）制粉系统：原煤仓采用6个煤斗与6台磨煤机，6台给煤机相配，将形成正压直吹式制粉系统。

（3）锅炉系统：每台炉配两台送风机、两台引风机。

煤进入磨煤机制成的煤粉经送风机正压直吹炉内燃烧，引风机将炉膛内的烟气，经锅炉尾部烟道，除尘器、脱硫系统送入烟囱。

除尘器的灰通过输送装置运至灰场。

炉底的煤渣经除渣系统送入灰场。

（4）汽轮发电机系统：煤在锅炉燃烧将化学能转换为热能，将水加热成为高温高压蒸汽，蒸汽在汽轮机中膨胀作功，将热能转换为机械能，汽轮机带动发电机，将机械能转换为电能，
(5)供电出线： 发电机发出的电经变压器升压至200KV 电压向
煤输煤输
原制锅汽 厂
化学水
卸煤机
除
铁器
堆取料机
补
给水 热水
冷水 碎煤机 振 筛 磨煤机
煤粉
蒸汽
发
输电
综合 除
灰 灰渣 灰 烟
气
煤渣 渣
场 运往
图Ⅰ–Ⅱ主要生产工艺流
循环凝汽器 除灰
渣系统
贮 烟
脱硫系统
烟
排
出
电网送电。

在生产过程中均配有可靠的继电保护装置，以确保设备的安全发、供电。

（6）辅助工艺系统
①锅炉点火助燃系统
锅炉点火燃油采用#0轻柴油，锅炉厂配套自动点火装置，由高能点火器点燃轻油后再点燃煤粉，按程序进行控制炉前燃油系统点火，油枪采用机械雾化方式。

启动锅炉为20t/h，型号是SZS20-13/350（300）-Y。

②发电机氢冷系统和水冷系统
发电机转子线圈采用氢气冷却，氢气由制氢站的两台制氢装置提供氢气。

氢气发生器利用KOH作为电解质，使水通过电解产生氢气，氢气纯度>99.3%,发电机定子线圈采用水和氢冷却。

③循环冷却水系统
本工程的循环水冷却系统采用海水，每台机组的循环冷却水量为22m3/s。

相当于79200 m3/h。

一期2×600MW机组循环冷却水采用单元制直流供水系统，两台机组共一座露天布置的循环水泵房，每台机组配置两台循环水泵供水，循环水泵房至汽机房为两台泵，一根DN3200mm的预应力钢筒砼管，汽机房至虹吸井采用钢管，从虹吸井循环水排水口采用B×H=3.5m×3.5m的钢筋混凝土自流沟。

其供水流程：取水口（南护岸处）引水明渠进水前池
循环水泵房取压力供水管凝汽器虹吸井排水口。

为了保证设备冷却水洁净可靠，采用循环冷却水加次氯酸钠处理（电解海水制次氯酸钠装置）。

④锅炉补给水处理系统：水（已凝聚、澄清和过滤）超滤升压水泵保安过滤器超滤装置清水箱清水泵
活性炭过滤器阳离子交换器(浮动床) 阴离交换器(双室浮动
床) 混合离子交换器除盐水箱除盐水泵主厂房。

⑤凝结水系统、凝结水系统采用中压凝结水精处理装置。

详见发电厂总工艺流程图1-3
1.4.2生产原料（燃料）
（1）燃料来源
台山电厂以国内神府东胜烟煤作为设计与校核煤种，燃煤由北方港口由海轮运至电厂专用煤码头。

燃油为#0轻柴油,油由海轮运至电厂专用油码头。

（2）煤质分析
燃煤煤质分析见下表1-5
表1-5 煤质分析资料表
项目符号单位设计煤种校核煤种
全水分M t % 14.5 16.0
空气干燥基水分M ad % 8.06 9.92
收到基灰分A ar % 7.70 11.04
干燥无灰基挥发份V daf % 37.89 30.83
收到基碳C ar % 62.58 58.41
收到基氢H ar % 3.70 3.79
收到基氧O ar % 10.05 9.45
收到基氮N ar % 1.07 0.97
收到基全硫S tar % 0.40 0.34
收到基低位发热量Q netar MJ/kg 24.00 22.86
变形温度DT ℃1120 1090
转化温度ST ℃1160 1120
流动温度FT ℃1180 1160
哈氏可磨指数HGI 61 50
二氧化硅SiO2 % 35.43 20.07
三氧化二铝Al2O3 % 11.72 10.53
三氧化二铁Fe2O3 % 9.59 23.29
氧化钙CaO % 28.93 26.26
氧化镁MgO % 2.14 0.95
氧化钠Na2O % 0.88 1.19
氧化钾K2O % 1.05 0.37
二氧化钛TiO2 % 0.57 0.26
三氧化硫SO % 6.52 12.82
二氧化锰MnO % 0.38 0.60
其他% 2.79 3.03
煤中游离二氧化硅(SiO2)fd % 2.34 3.44
原煤冲刷磨损指数Ke 0.85 1.45
(3)油质分析
燃油油质分析见下表1-6
表1-6 燃油油质分析资料表
项目单位数值
低位发热量KJ/kg 43960 密度g/cm3 0.83
粘度Cst 3°～8°硫% ＜0.5 灰% ＜0.025 闪点℃65
凝固点℃＜0
(4)燃煤耗量
每台锅炉的燃料消耗量见下表1-7
表1-7 每台锅炉的燃料消耗量表
项目单位设计煤种校核煤种BMCR ECR BMCR
小时耗量t/h 233.65 212.73 246.28
日耗煤量（20小时计）t/d 4673 4254.6 4925.6
年耗煤量（5200小时计）万t/a 121.50 110.62 128.07
1.4.3主要生产设备
台山电厂一期2×600MW机组工程主要生产设备有锅炉、汽轮机、发电机等其它主要辅助设备。

（1）锅炉
制造厂：上海锅炉有限公司
型号：SG-2026/17.5-M905
型式：亚临界压力、一次中间再热、控制循环、单炉膛II型,露天布置，四角切圆燃烧，平衡通风、固态排渣汽包炉。

锅炉主要性能数据如下：
BMCR（VWO）ECR（THA）
主蒸汽流量：2026t/h 1792t/h
再热蒸汽流量：1672t/h 1492t/h
主蒸汽压力：17.5Mpa 17.27Mpa
再热蒸汽进出口压力： 3.84/3.63Mpa 3.42/3.24Mpa
主蒸汽温度：541℃541℃
再热蒸汽进出口温度：325/541℃313/541℃
给水温度：279℃279℃
省煤器进口给水压力：19.23Mpa 18.71Mpa
汽包压力：18.84Mpa 18.36Mpa
排烟温度（修正后）：132℃129℃
锅炉保证效率：93.47% 93.61%
过热器调温方式：喷水减温调节
再热器调温方式：摆动式燃烧器调节
点火方式：轻油点火，机械雾化
锅炉最低稳燃负荷：30%BMCR
（2）汽轮机
制造厂：上海汽轮机有限公司
型号：N600-16.7/538/538
型式：亚临界、中间再热、单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机，
回热级数：八级回热，即三高四低—除氧
给水泵驱动方式：小汽轮机
旋转方向：顺时针（从汽轮机向发电机方向看）
VWO（BMCR）THA（BECR）
功率663.215MW 600MW
主汽门前蒸汽额定压力/温度16.67Mpa(a)538℃16.67Mpa(a) 538℃
额定转速3000r/min 3000r/min
额定冷却水温24℃24℃
额定背压 5.88Kpa(a) 5.88kpa(a)
汽机进汽量2026t/h 1792t/h
机组保证热耗7843.5KJ/KW.h 7850.2KJ/KW.h (3)发电机
制造厂：上海汽轮发电机有限公司
型号：QSFN-600-2
型式：水氢氢汽轮发电机，静态励磁方式
额定功率：600MW（对应THA工况）
最大功率：663.315MW（发电机具备能力，对应VWO工况）
功率: 0.9
频率：50HZ
额定转速：3000r/min
短路比：≥0.52
额定电压：20KV
额定氢压：0.4Mpa（g）
保证效率：98.94%
冷却方式：水一氢一氢
励磁方式：静态励磁
定子净重：320t
（4）其它主要设备
其它主要设备详见表1-8
表1-8 一期2×600MW机组主要生产设备表
序号设备名称规格与型号数量
备
注1
号
机
2
号
机
总计
1 中速磨煤机HP963，46.73t/h 6 6 12
2 给煤机9224型电子称重式给煤机出力15-85t/h
6 6 12
3 静电除尘器双室四电场，效率n＞99.3% 2 2 4
4 烟囱2×Φ6m双钢内筒 H=240m 1
5 启动锅炉SZS20-13/350（300）-Y型，20t/h,1275KPa
300o C
2 6 悬臂通过式斗轮堆堆料出力：Q额=3000t/h,Qmax=3600t/h 2。