350MW及50MW机组调试大纲

合同编号：TPRI/TR-CA-
措施编号：TPRI-
华能应城“上大压小”热电联产新建工程1号、2号机组及公用系统
调试大纲
西安热工研究院有限公司
二○一四年四月
编写：李文军审核：马晓珑批准：
目录
1前言 (1)
2.编制依据 (1)
3.工程及主要设备、系统概况 (2)
4.启动试运的组织及职责 (16)
5．调整试运阶段工作基本原则 (20)
6．启动调试进度安排 (21)
7.调试范围及项目 (22)
8.调试程序 (31)
9.各专业调试技术措施 (42)
10.调试组织机构和管理 (46)
11.调试质量管理和质量措施 (56)
12.安健环体系管理和保证措施 (59)
1前言
为确保华能应城“上大压小”热电联产新建工程1、2号机组及公用系统的调试工作优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，使参与机组调整试运的各方对调试过程及要求有较全面的了解，特制定本工程机组调试大纲。

本大纲适用于华能应城“上大压小”热电联产新建工程1、2号机组及公用系统
调试工作的整个启动调试过程，是机组启动调试阶段的纲领性文件，调试单位及各参建单位都应遵守本调试大纲，以便相互协作，高水平地完成调试工作，确保该工程总体质量达优良等级并实现高水平达标投产。

本大纲仅作为机组整套启动调试的导则和质量计划，各专业另行编写相应的调试技术措施和反事故措施。

事故处理应按照有关规程和规定进行。

2.编制依据
2.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）
2.2 《火电工程启动调试工作规定》原电力部建设协调司建质(1996)40号
2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》原电力部建设协调司建质(1996)111号
2.4 《中华人民共和国工程建设标准强制性条文（电力工程部分）》2011年版
2.5 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1—2002
2.6 《电业安全工作规程（热力和机械部分）》原电力部电安生（1994）227号2.7 《电业安全工作规程（变电所部分）》DL5009.3-1997
2.8 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发(2000)589号
2.9 《火电机组启动蒸汽吹管导则》电综(1998)179号
2.10 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/794-2001
2.11 《电力建设安全健康与环境管理工作规程》国电电源(2002)49号
2.12 《电力建设工程质量监督规定》电力工业部电建[1995]36号文件
2.13 《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004
2.14 《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》电可（1997）06、建质（1997）45号
2.15 《电业生产事故调查规程》国电发（2000）643号
2.16 《火电机组热工自动投入率统计方法》原电力部建设协调司建质〔1996〕40号
2.17 《模拟量控制系统负荷变动试验导则》原电力部建设协调司建质〔1996〕40号
2.18 《汽轮机甩负荷试验导则》原电力部建设协调司建质〔1996〕40号
2.19 《电力工程达标投产管理办法》中国电力建设企业协会（2006）6号
2.20 《电力工业锅炉压力容器监督管理工作规定》国电总（2000）465号
2.21 《电力建设工程质量监督检查典型大纲（火电、送变电部分）》电建质监[2007]57号
2.22《汽轮机启动调试导则》DL/T 853-2004
2.23《火电工程项目质量管理规程》DL/T 1144-2012
2.24 《电气设备交接试验规程》GB50150-2006
2.25《火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》DL / T 5403—2007 2.26 《华能应城“上大压小”热电联产新建工程1、2号机组及公用系统调试合同》
2.27 中南电力设计院设计说明书及有关设计图纸
2.28 制造厂家产品说明书及图纸资料。

2.29 有关行业和厂家的技术标准
3.工程及主要设备、系统概况
3.1工程概况
本工程为热电联产项目，规划建设为2×350MW＋1×50MW机组。

本期工程建设1×350MW超临界燃煤抽凝供热机组+1×50MW高压抽背供热机组。

工程已于2013年6月5日开工，计划2014年四季度投产。

工程设计单位为中南电力设计院，工程监理单位为江西诚达监理公司，主体施工单位为湖北省电力建设第二工程公司，调试单位为西安热工研究院有限公司。

工程建设依据为华能应城“上大压小”热电联产新建工程项目可行性研究报告的批复。

华能应城热电联产新建工程厂址位于湖北省应城市付家湾，西距应城市区约7km。

应城中心城区东南距省会武汉市96km，东距孝感市49km。

武荆高速公路在厂址南面约6km处穿过东西汊湖。

省道汉宜线(S107)通过中心城区，厂址位于省道汉宜线(S107)南面约500m，进厂道路和运灰道路均在汉宜线(S107)上引接至厂内。

当地多年平均气压1012.2HPa，多年平均气温16.0℃，多年平均雷暴日数32.5d。

3.2 主要设备及系统概况
3.2.1 50MW机组（1号机组）主机规范
3.2.1.1 锅炉：670t/h高压参数、自然循环、单炉膛、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置燃煤锅炉，炉顶设轻型防雨屋盖，每台锅炉配置2台回转式空气预热器；同步设置烟气脱硫、脱硝装置。

锅炉采用东方电气股份有限公司的产品，主要参数如下：
3.2.1.2 汽轮机：高温高压单缸单排汽、调整抽汽背压式汽轮机，采用上海电气集团股份有限公司产品。

3.2.1.3 发电机：50MW空冷发电机，采用上海电气集团股份有限公司产品。

3.2.2 350MW机组（2号机组）主机规范
3.2.2.1 锅炉：1130t/h超临界参数、一次中间再热、固态排渣、全钢构架、露天布置、直流式、前后墙对冲布置旋流燃烧器、煤粉锅炉，锅炉烟风系统按平衡通风设计，采用三分仓回转式空预器；同步设置烟气脱硫、脱硝装置。

锅炉采用东方电气股份有限公司的产品，主要参数如下：
3.2.2.2 汽轮机：超临界、一次中间再热、三缸双排汽、单轴、8级回热、抽汽凝汽式汽轮机，采用上海电气集团股份有限公司产品。

主要参数为：
3.2.2.3 发电机：水－氢－氢冷却、静态励磁发电机。

采用上海电气集团股份有限公司产品，其主要参数为：
3.2.3 燃烧系统
3.2.3.1 50MW机组：
（1）锅炉采用东方电气股份有限公司生产的670t/h高压参数、自然循环、单炉膛、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置燃煤锅炉，每台锅炉配16只燃烧器。

（2）每台锅炉配4台HP783型中速磨煤机，3台运行1台备用。

每台炉采用2台100％容量磨煤机密封风机，1台运行1台备用。

（3）给煤机采用耐压式计量给煤机，可以准确计量和随锅炉负荷自动调节给煤量。

每台磨煤机配1台给煤机。

（4）每台锅炉选用2×50％容量的单吸离心式冷一次风机；2×50％容量的动叶可调轴流式送风机、2×50％容量的双级动叶可调轴流式吸风机。

（5）同步建设脱硝装置，锅炉设有两台回转式三分仓空气预热器，为防止低温腐蚀，预热器冷端受热元件采用耐腐蚀的烤搪瓷材料，并在二次风机入口设有热风再
循环。

（6）锅炉燃烧器的设计考虑降低NOx的排放和消除在燃烧器周围结焦的可能性等措施。

（7）燃油系统：采用0号轻柴油，锅炉点火及助燃系统设置等离子点火装置，保留常规大油枪系统作为备用。

（8）根据本工程的煤质特性及环保排放的要求，锅炉烟气除尘采用高效静电除尘器设置，其除尘效率与烟气脱硫（湿法脱硫）一并考虑，除尘器采用5电场，除尘效率不低于99.93%，可满足烟囱出口烟尘排放浓度小于30mg/Nm3。

（9）本期工程2台锅炉及预留的一台炉合用一座钢筋混凝土外筒、双管内衬钛钢内筒的套筒式烟囱，烟囱内筒高度210m。

50MW机组烟囱内筒上部出口段内径φ3.6m、直筒段长度6m；烟囱中部为收缩管段、锥筒长度10m；烟囱内筒下部为直筒段、直筒段内径φ4.1m。

3.2.3.2 350MW机组：
（1）锅炉采用东方电气股份有限公司生产的1130t/h超临界参数、一次中间再热、固态排渣、全钢构架、露天布置、直流式、前后墙对冲布置旋流燃烧器、煤粉锅炉，每台锅炉配20只燃烧器。

（2）每台锅炉配5台HP863型中速磨煤机，4台运行1台备用。

每台炉采用2台100％容量磨煤机密封风机，1台运行1台备用。

（3）给煤机采用耐压式计量给煤机，可以准确计量和随锅炉负荷自动调节给煤量。

每台磨煤机配1台给煤机。

（4）每台锅炉选用2×50％容量的单吸离心式冷一次风机（带变频调节）；
2×50％容量的动叶可调轴流式送风机、2×50％容量的双级动叶可调轴流式吸风机。

（5）同步建设脱硝装置，锅炉设有两台回转式三分仓空气预热器，为防止低温腐蚀，预热器冷端受热元件采用耐腐蚀的烤搪瓷材料，并在二次风机入口设有热风再循环。

（6）锅炉燃烧器的设计考虑降低NOx的排放和消除在燃烧器周围结焦的可能性等措施。

（7）燃油系统：采用0号轻柴油，锅炉点火及助燃系统设置等离子点火装置，保留常规大油枪系统作为备用。

在燃烧器管理系统(BMS)中，锅炉自动点火、油枪自动投切。

50MW锅炉最低不投油稳燃负荷为≤35%BMCR，350MW锅炉最低不投油稳燃负荷为≤30%BMCR。

（8）根据本工程的煤质特性及环保排放的要求，锅炉烟气除尘采用高效静电除尘器设置，其除尘效率与烟气脱硫（湿法脱硫）一并考虑，设置两台低温静电除尘器
（烟气余热利用装置与低温静电除尘器一体化设计，烟气余热利用装置布置在除尘器前水平烟道上），除尘保证效率≥99.93%，以保证烟囱出口烟尘浓度不超过
30mg/Nm3。

（9）设置烟气余热利用装置，即低温省煤器，低温省煤器与低温除尘器采用一体化布置方案，低温省煤器布置在除尘器进口喇叭口内，低温省煤器利用凝结水吸收烟气余热降低排烟温度，减少锅炉排烟损失，同时又可以提高凝结水温度，替代部分低压加热器的作用，节约机组的能耗，提高机组的热经济性。

（10）本期工程2台锅炉及预留的1台炉合用一座钢筋混凝土外筒、双管钢内筒的套筒式烟囱，烟囱内筒高度210m。

350MW机组烟囱内筒上部出口段内径φ4.6m、直筒段长度6m；烟囱中部为收缩管段、锥筒长度10m；烟囱内筒下部为直筒段、直筒段内径φ5.2m。

3.2.4 热力系统及辅助设备
本工程热力系统除辅助蒸汽系统、供热蒸汽系统、开式循环冷却水系统采用母管制外，其余系统均采用单元制。

350MW机组超临界抽凝式供热机组热力循环采用八级回热抽汽系统，设有3台高压加热器、1台除氧器和4台低压加热器。

50MW高压抽背式供热机组热力循环采用三级回热抽汽系统，设有两台高压加热器、一台除氧器。

3.2.
4.1 50MW高压抽背式供热机组主要热力系统
主蒸汽系统在机组主循环设备间输送蒸汽。

主蒸汽系统从锅炉过热器出口输送主蒸汽至汽机主汽阀。

主蒸汽管道采用“1-2”布置，管道上设置流量测量装置。

汽轮机冲转、暖机、升速等利用汽机主汽调节阀控制。

主蒸汽管道材料选用12Cr1MoVG。

为满足50MW高压抽背式汽轮机和350MW超临界机组事故工况时供热负荷的需要，设置有主蒸汽减温减压装置，采用2台进/出口参数分别为9.81/4.05MPa和4.05/1.3MPa减温减压器，满足4.05和1.3MPa供汽参数热负荷的需要。

给水系统为单元制，设置一台100%容量的汽动给水泵（背压式驱动汽轮机）和1台100%容量的电动调速给水泵（同时作为350MW机组启动电泵），正常时，汽动给水泵运行，电动给水泵备用。

各给水泵均设有前置泵，给水泵进口的压力要求由其前置泵满足。

给水系统配有二台全容量卧式高压加热器。

给水系统设有一台内置式除氧器，可适应定压运行，同时也可满足大流量供热补水的要求。

给水箱有效贮水容积为125m³，可满足锅炉最大蒸发量10.2min的给水消耗量。

给水管道材料为20G。

汽轮机设一级非调整抽汽，作为1号高压加热器的加热汽源。

一级调整抽汽作为4.05MPa供热参数的供汽汽源。

汽机背压排汽作为2号高压加热器、高压除氧器
的加热汽源和 1.3MPa供热参数的供汽汽源。

为防止汽轮机超速和进水，一和二段抽汽管道上均设有电动隔离阀和气动止回阀各1只，作为防止汽轮机进水和防止超速的隔离和保护措施。

4.05MPa调整抽汽管道和 1.3MPa背压排汽管道上分别设有气动止回阀和电动快关阀，作为防止汽轮机超速的隔离和保护措施。

为防止汽轮机进水和超速，抽汽系统设计有完善的疏水系统。

辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源，50MW机组和350MW机组各设有一个压力0.65～1.3MPa (a)，温度为260～350℃的辅助蒸汽联箱。

50MW机组与相邻的350MW机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接。

机组正常运行时由本机背压排汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动或低负荷时辅助蒸汽由启动蒸汽或350MW 机组提供辅助汽源。

辅助蒸汽系统提供除氧器启动用汽、制粉系统消防用汽、空预器启动吹扫、脱硝吹灰蒸汽、液氨蒸发用汽等。

拟建一台20t/h燃油启动锅炉，其主蒸汽参数为1.27MPa(g)，350℃，为机组启动提供启动汽源。

高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级(2号高压加热器)疏水至除氧器。

每个加热器之间正常疏水管路上设有疏水调节阀，用于控制高压加热器汽侧水位。

每台高压加热器均设有单独的事故疏水管道，接至定期排污扩容器。

锅炉疏水排污系统设有一台连续排污扩容器和一台定期排污扩容器，接受锅炉启动疏水，连续排污、定期排污、锅炉紧急放水、高加紧急放水和除氧器溢放水。

3.2.
4.2 350MW超临界供热机组主要热力系统
主蒸汽管道采用“2-1-2”布置，即从锅炉末级过热器出口联箱上接出两根管道，合并后至汽轮机处再分成两根支管分别接到高压缸左右侧主汽门。

主蒸汽管道材料选用A335P91。

管道上不设流量测量装置，蒸汽流量由汽机调节级后测得的蒸汽压力来确定。

低温再热蒸汽管道采用“2-1-2”布置，即从高压缸的两个排汽口接出两根管道，合并为一根单管，在进入锅炉低温再热器入口联箱前又分为两根管道接入低温再热器入口联箱。

管材选用A672B70CL32。

高温再热蒸汽管道采用“2-1-2”布置，即从锅炉末级再热器出口联箱以两根管道引出，至汽机前分成两根支管至汽机左右侧中压联合汽门。

并且为【提供高压供热蒸汽。

管材选用A335P91。

给水系统采用单元制，本机组设置一台全容量的汽动给水泵（凝汽式驱动汽轮机），给水泵前设有前置泵，前置泵和主泵同轴，共同由给水泵汽轮机驱动，汽动给水泵进口的压力要求由其前置泵满足。

50MW背压机组配置的1×100%电动调速备用给水泵同时兼作350MW机组的启动给水泵，两台机组给水管道之间设电动截止门作为系统隔离。

主给水系统中设置3台全容量、卧式、双流程高压加热器。

高压加热器采用大旁路系统，管径选用比高压给水主管小两级的规格。

高压给水管道材料为15NiCuMoNb5-6-4(EN 10216-2)。

凝结水系统设置2台立式凝结水泵，每台凝结水泵容量为最大凝结水量的110%，1台正常运行，1台备用，两台凝结水泵公用1套电机变频器，采用一拖二运行模式，可进行手动切换。

凝结水加热除氧系统采用4级全容量表面式低压加热器(5号、6号、7号、8号低加)及1级高压内置式除氧器。

5、6号低加为卧式结构，采用电动大旁路连接方式；7、8号低加为卧式组合式结构，采用电动大旁路连接方式，当其中任何一台加热器出现高 高水位时，电动旁路阀自动打开，进、出口电动闸阀自动关闭，以防止汽轮机进水。

除氧器有效容积130m3，可存储锅炉BMCR工况下约6min的给水量。

低温省煤器冷端介质是凝结水，热端介质是烟气，利用凝结水吸收烟气热量降低排烟温度，减少排烟损失，同时又可以提高凝结水温度，替代部分低压加热器的作用，节约机组的能耗，提高机组的热经济性。

设置两台凝结水升压泵在低温省煤器附近，通过再循环系统，将烟气冷却器进口凝结水的温度控制在65℃或者以上，防止低温腐蚀的发生，凝结水经低温省煤器吸收热量后，与7号低加出口凝结水管道汇合进入6号低加。

汽机有8级回热抽汽，分别作为3台高压加热器、1台除氧器和4台低压加热器的加热汽源。

一、二、三级抽汽分别向1号、2号、3号高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器加热除氧外，还向给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统及低压供热蒸汽系统供汽。

二级抽汽还作为辅助蒸汽系统的备用汽源。

五、六、七、八级抽汽分别向5号、6号、7号、8号低压加热器供汽。

辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源，50MW机组和350MW机组各设有一个压力0.65～1.3MPa (a)，温度为260～350℃的辅助蒸汽联箱。

350MW机组与相邻的50MW机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接。

机组正常运行时由本机四级抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动时辅助蒸汽由启动锅炉或相邻的50MW机组提供辅助汽源，低负荷时由本机低温再热蒸汽供汽。

每台机组设置2台100%容量水环式真空泵。

用以抽取凝汽器内不凝结而分离出来的气体，以维持凝汽器所要求的真空度。

机组正常运行时，水环式真空泵1台运行，1台备用。

当机组启动时，为了尽快建立起真空，可同时启动2台真空泵直至建立所需的凝汽器真空。

本工程采用二次循环供水系统，以城市污水处理厂处理后的中水作为循环冷却水补水，以东西汊湖湖水作为循环冷却水的备用水源。

凝汽器采用单背压，冷却水
管采用TP316L不锈钢管，为保证凝汽器运行的真空，设置胶球清洗系统。

开式循环冷却水系统中的冷却水为循环水，350MW机组和50MW机组开式循环冷却水系统采用母管制。

开式循环冷却水取自主厂房外循环水供水母管，经电动旋转滤网后分别向机械真空泵冷却器、350MW机组和50MW机组主机冷油器和闭式循环冷却水热交换器设备提供冷却水。

其余辅机设备均采用闭式循环冷却水冷却，排水接至厂外循环水排水管。

本工程闭式循环冷却水系统采用大闭式系统，350MW机组和50MW机组闭式循环冷却水系统采用单元制。

主要向下列设备供水：350MW机组的发电机氢气冷却器、发电机密封油冷却器、发电机定子水冷却器、EH油冷却器、凝结水泵密封及轴承冷却器、凝结水泵变频器冷却器、给水泵汽轮机冷油器、汽泵前置泵轴封冷却器、汽泵主泵轴封冷却器、汽水取样冷却装置、磨煤机油冷却器、磨煤机密封风机、一次风机轴承冷却器、送风机油站、吸风机油站、空预器火灾报警冷却器、空预器油站、锅炉启动疏水泵轴承冷却器以及50MW机组的发电机空气冷却器、EH 油冷却器、电动调速给水泵的工作油冷却器、润滑油冷却器、机械密封冷却器、电动机空气冷却器、汽动给水泵润滑油冷却器、汽机轴封冷却器、磨煤机油冷却器、磨煤机密封风机、一次风机轴承冷却器、送风机油站、吸风机油站、空预器火灾报警冷却器、空预器油站以及全厂供气中心的空压机等设备提供冷却水。

每台机组设二台100%容量的闭式循环冷却水泵，一台10m3膨胀水箱和二台闭式循环冷却水热交换器。

正常运行时，一台冷却水泵和一台热交换器运行可满足整个系统所需的冷却水量。

考虑到中水的水质，闭式循环冷却水热交换器为板式，材料为TP316L。

3.2.5 厂区热网系统
本工程电厂出口热媒为蒸汽，参数分别为 4.0MPa/319℃和 1.25MPa/258℃，与厂外热网分界为厂区围墙外1m处。

厂内热网压降和温降按0.05MPa/5℃设计。

4.0MPa、319℃蒸汽由50MW高压抽背式供热机组 4.05MPa高压抽汽和350MW超临界抽凝式供热机组高温再热蒸汽供给；1.25MPa、258℃蒸汽由50MW 高压抽背式供热机组背压排汽和350MW超临界抽凝式供热机组中压缸抽汽供给。

厂内供热管道采用母管制，从本工程两台机组引出的4.05MPa供热蒸汽管道经减温器减至324℃后合并为一根母管与厂外4.0MPa供热母管连接。

50MW高压抽背式供热机组1.3MPa背压排汽和350MW超临界抽凝式供热机组1.3MPa抽汽经减温器减至258℃后接入两台机组公用的一台分汽缸，再由分汽缸引出与厂外 1.25MPa 供热管线连接。

同时50MW高压抽背式供热机组主蒸汽经减温减压后也分别接至厂外4.0MPa供热母管和1.3MPa分汽缸，作为单台机组故障的备用汽源。

3.2.6 输煤系统
本期工程锅炉燃煤采用陕西黄陵、彬长煤、甘肃华亭烟煤及郑州贫煤，设计煤种为70%华亭煤与30%郑州贫煤的混煤，本期需要燃煤全部采用铁路运输到厂。

卸煤系统按规划容量2×350MW+1×50MW机组为一个系统，规划配置2套单车翻车机卸车系统，按1运1备考虑，并具备可同时运行的条件；厂内卸车线按二条重车停放线，二条空车停放线及一条机车走行线配置。

翻车机室按布置2台单车翻车机设计并一次建成，仅安装一套翻车机卸车系统卸煤，厂内卸车线按一条重车停放线，一条空车停放线及一条机车走行线建设；停车线有效长度为为1050m。

二期工程扩建时，上另一台翻车机和相应的卸车系统。

贮煤场按规划容量2×350MW+1×50MW机组，煤场规划布置1座悬臂式斗轮堆取料机煤场；悬臂式斗轮堆取料机堆料出力为1500t/h，取料出力为810~1500t/h，悬臂长度为35m，其工艺布置按折返式，基础按共轨安装2台斗轮堆取料机考虑，本期仅安装1台设备。

本期斗轮堆取料机的有效行程为180m，同时在煤场设有2个地下煤斗作为斗轮堆取料机的备用取料手段。

为适应混配煤的要求和作为堆取料机的备用，在煤场后布置2座直径16m的筒仓，筒仓贮量按仅满足混煤要求和利于运行考虑，每座筒仓有效贮量为3000t；筒仓下部采用2斗口结构，每个斗口安装一台活化振动给煤机，单台出力为150～810t/h，且连续可调。

二期工程扩建时，延长煤场、斗轮堆取料机轨道，并新建预留另一台带式输送机和斗轮堆取料机。

碎煤机室布置在煤场后运煤系统中，采用倾斜式12轴滚轴筛、出力为810 t/h，配出力为600 t/h的环锤式碎煤机。

筛碎系统按一，二期规划，二期扩建时，不需另建。

上煤系统沿扩建端布置，带式输送机出力按一，二期工程设计，即：栈桥和带式输送机均按B=1000mm；V=2.5m/s；Q=810 t/h配置。

二期扩建时，仅需新建2号转运站预留至二期工程的上煤系统。

带式输送机为双路系统，一路运行，一路备用，并具有双路同时运行的条件。

3.2.7 除灰渣系统
锅炉炉膛内排出的渣，经过干式钢带输渣机自带的排渣装置预破碎后落入输渣机，在输送途中冷却，提升至渣仓顶部后落入碎渣机破碎，渣经过细碎后落入渣仓，渣仓底部设干式和湿式两种排放方式。

卸料设备出力均为60t/h。

干式钢带输送机及碎渣机均采用机械密封，湿渣排放加湿用水为供水专业供给的复用水排水。

每台锅炉的除渣系统均为独立系统。

渣井容积满足6h排渣量存储要求。

1×50MW机组锅炉干式排渣机出力为3-15t/h，正常出力2t/h，提升高度为15m，长
度为42m；碎渣机出力为15t/h，出料粒度≤15mm；渣仓有效容积70m3，直径为5.0m，顶标高13.7m。

1×350MW机组锅炉干式排渣机出力为3-20t/h，正常出力3t/h，提升高度为17m，长度为44m；碎渣机出力为20t/h，出料粒度≤15mm；渣仓有效容积120m3，直径为6.0m，顶标高15m。

均可存储BMCR工况下燃用校核煤种2时16h的排渣量。

除尘器及省煤器灰斗下，安装发送罐作为气力输送设备。

发送罐按单元运行，设定排放周期、即整定时间（或以料位信号控制）运行，发送罐之间交错运行，整个气力输送系统的运行方式为连续运行。

灰斗内飞灰通过发送罐、输灰管道送至灰库，气灰通过库顶布袋除尘器进行分离，灰落入库内，经布袋除尘器净化后空气排入大气。

输送气源来自全厂供气中心。

1×50MW机组锅炉系统出力为燃用校核煤种2排灰量的120%，即47t/h。

1×350MW机组锅炉系统出力为燃用校核煤种2排灰量的120%，即81t/h。

系统设1座原灰库、1座粗灰库及1座细灰库，混凝土灰库直径为Φ10m，每座灰库有效容积820m3，3座灰库可满足2台锅炉燃用设计煤种时48h以上的排灰量，并可以满足燃用最差煤种校核煤种2时24h以上的排灰量。

灰库下分2路卸灰，一路采用汽车散装机将干灰装入罐式运灰车，运至综合利用用户，汽车散装机出力为100t/h；另一路经加湿搅拌机制浆后卸入自卸车外运至灰场，加湿搅拌机出力为100t/h。

灰库地面采用水力冲洗方式清扫，设污水坑一处，布置2台污水泵，1运1备，流量Q= 30m3/h，扬程H=0.45MPa。

3.2.8 压缩空气系统
全厂所有输送用、杂用及仪用压缩空气，均由全厂供气中心提供。

供气中心共设6台水冷空气压缩机，单列布置。

空压机出力为40Nm3/min，出口压力为0.85MPa。

正常运行时，4台空压机运行，2台空压机备用。

压缩空气经过空气净化系统处理后，将空气内水分、粉尘、含油等控制在允许的范围内，输送到系统内使用。

空压机及后处理系统出口采用母管制，全厂仪用气、除灰用气、检修用气、吹扫用气接此母管。

3.2.9 石子煤系统
石子煤从石子煤缓冲斗定时排出至石子煤斗，采用叉车将石子煤斗内的石子煤转运至石子煤自卸车，外运至堆场。

1×50MW机组锅炉4台磨煤机配4个石子煤斗，1台石子煤叉车，1×350MW机组锅炉5台磨煤机配5个石子煤斗，1台石子煤叉车，两台炉公用1个替换用石子煤斗及1台石子煤自卸车。

石子煤斗容积大于0.0.9m3，石子煤叉车载重量3t，石子煤自卸车载重量5t。