热电动力中心各装置工艺特点.docx
《热电动力中心各装置工艺特点.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《热电动力中心各装置工艺特点.docx（36页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
热电动力中心各装置工艺特点
1、热电站工艺流程、工艺特点及工艺原理
热电站主要设置4台320t/h（BNCR为360t/h）的高温高压（10.30MPa,540℃）煤粉锅炉配2套50MW直接空冷抽凝式供热汽轮发电机组及附属配套系统。
其配套附属系统主要包括卸储煤系统、制粉系统、脱硝系统、脱硫系统、除尘除灰系统、空冷岛系统。
各工况条件下的全厂蒸汽平衡图，在化工装置正常运行时需要提供蒸汽负荷为457.5t/h（其中10.30MPaG、540℃的高压蒸汽338.3t/h；4.2MPaG、450℃中压蒸汽119.2t/h）。
考虑到各装置在开车及冬季采暖各个工况下的用汽需求，本设计供汽方案确定采用自备热电站的方案。
该方案系热电联产，使能量逐级利用，提高能量利用率，其总热效率和热电比完全符合国家的能源政策。
本自备热电站的方案是采用高压热电的方式，有利于能量梯级利用，既满足工艺装置的供热和拖动工业透平用汽需求，同时还可以发电，满足工艺装置大部分的用电需求。
当自备热电站一台或两台高压双抽凝汽式汽轮发电机组故障或检修时，化工装置所需蒸汽不足部分由减温减压器提供，减温减压器容量按两台高压双抽凝汽式汽轮发电机组故障考虑。
蒸汽系统等级
根据工艺装置用汽压力、温度参数，全厂蒸汽等级分为四个等级：
高压蒸汽：
10.30MPaG540℃
中压蒸汽：
4.20MPaG450℃
低压蒸汽：
1.50MPaG320℃
低低压蒸汽：
0.6MPaG175℃
全厂蒸汽平衡说明
正常夏季工况
热动力站产汽10.30MPaG，540℃，1044.4t/h高压蒸汽，锅炉四台全开，锅炉负荷率:
81.6%，满足所有工艺装置用汽。
发电100MW。
10.30MPaG管网蒸汽负荷338.3t/h，该管网所用蒸汽全部由热动力站提供，供空分透平和MTO、甲醇装置和轻油裂解装置用汽。
4.2MPaG管网蒸汽负荷119.2t/h，该管网所用蒸汽全部由热动力站提供，供MTO、硫回收、空分、轻油加工、聚乙烯、丁辛醇、乙丙橡胶、净化、变换、甲醇等装置用汽。
1.5MPaG管网蒸汽负荷50.8t/h，汽源除热电供50.8t/h外，还有工艺装置副产蒸汽。
其中变换副产110t/h、MTO副产15.1t/h，各装置共副产136.1t/h蒸汽。
供化工装置丁辛醇、聚乙
烯、乙丙橡胶、净化等装置用汽
0.6MPaG管网蒸汽负荷257.0t/h。
甲醇天然气增压机透平背压提供90.4t/h蒸汽进入管网，变换副产77.7t/h，上级管网减温减压提供蒸汽80.5t/h，供乙丙橡胶、聚乙烯、MTO、聚丙烯、空分、净化、变换、气化等其它装置用汽。
正常冬季工况
热动力站产汽10.30MPaG，540度，1164t/h高压蒸汽，锅炉四台全开，锅炉负荷率:
90.1%，满足所有工艺装置用汽。
发电100MW。
10.30MPaG管网蒸汽负荷338.3t/h，全部由热动力站提供，供空分透平、MTO、甲醇、轻油加工装置等用汽。
4.2MPaG管网蒸汽负荷143.1t/h，该管网所用蒸汽全部由热动力站提供，供MTO、硫回收、空分、轻油加工、聚乙烯、丁辛醇、乙丙橡胶、净化、变换、甲醇等装置用汽。
1.5MPaG管网蒸汽负荷210.7t/h，主要汽源是工艺装置副产蒸汽。
热动力中心外送80t/h至管网。
变换副产110t/h、硫回收副产2t/h、MTO副产15.1t/h、轻油加工副产11t/h，各装置共副产156.1t/h蒸汽。
丁辛醇、聚乙烯、乙丙橡胶、净化等装置用汽113.7t/h。
剩余97t/h经减温减压后进入0.6MPa管网。
0.6MPaG管网蒸汽负荷252.50t/h。
甲醇天然气增压机透平背压提供90.4t/h蒸汽进入管网，变换副产48t/h，上级管网减温减压提供蒸汽103.50t/h，供硫回收、聚乙烯、MTO、聚丙烯、空分、净化、变换、气化等装置用汽。
最大冬季工况
热动力站产汽10.30MPaG，540度，1250.8t/h高压蒸汽,四台锅炉全开,锅炉负荷率:
97.7%，满足所有工艺装置用汽。
发电100MW。
10.30MPaG管网蒸汽负荷338.3t/h，该管网所用蒸汽全部由热动力站提供，供空分透平和MTO、甲醇、轻油加工装置用汽。
4.2MPaG管网蒸汽负荷143.1t/h，该管网所用蒸汽全部由热动力站提供，供MTO、硫回收、空分、轻油加工、聚乙烯、丁辛醇、乙丙橡胶、净化、变换、甲醇等装置用汽。
1.5MPaG管网蒸汽负荷370.8t/h。
主要由热动力中心外送蒸汽。
热动力中心外送344.7t/h至管网。
硫回收副产2t/h、MTO副产15.1t/h、轻油加工副产11t/h，各装置共副产25.1t/h蒸汽。
丁辛醇、聚乙烯、乙丙橡胶、净化等装置用汽144t/h。
剩余219.2t/h经减温减压后进入0.6MPa管网。
0.6MPaG管网蒸汽负荷359.5t/h。
甲醇天然气增压机透平背压提供90.4t/h和轻油裂解提供8.4t/h的蒸汽进入管网，上级管网减温减压提供蒸汽219.2t/h，供硫回收、聚乙烯、MTO、聚
丙烯、空分、净化、变换、气化等装置用汽。
蒸汽管网参数控制
（1）10.30MPa的高压蒸汽由四台锅炉产生，其压力的稳定由锅炉调整负荷保证，当汽轮机因故跳车时设有快开减温减压器将高压蒸汽减温减压后分别送入与之对应的抽汽管网，一方面防止高压蒸汽管网超压，另一方面补充由于汽轮机跳车引起的中、低压管网汽量不足。
该等级管网还外送至空分装置，当空分透平跳车时，由于是采用的纯凝汽式汽轮机，多余的高压蒸汽经减压后向空排放。
在外管廊上还设有安全阀作为第二道保安措施。
（2）本项目中电站汽轮机选用的是两台双抽机，两台汽轮机的一级抽汽同时向4.2MPaG的中压蒸汽管网供汽。
其压力的稳定直接影响下游用户的用汽安全，为避免引起调节上的震荡。
4.2MPaG蒸汽管网的压力调节采用其中一台汽轮机一抽设为自动调节,另一台为非自动（或手动不调流量相对稳定）的方式。
压力信号选抽汽管出口压力或母管压力PIC调节一级抽汽流量。
为防止由于下游用户因故跳车引起的管网压力突然升高，管网还设有调节放空阀和安全阀。
（3）两台汽轮机的二级抽汽同时向1.5MPaG的低压蒸汽管网供汽。
其管网蒸汽压力调节也是采用汽轮机一台自动一台手动的方式。
当一台汽轮机选为4.2MPaG一抽的自动调节，另一台就做为二抽的自动调节。
压力信号选抽汽管出口压力或母管压力PIC调节二级抽汽流量。
为防止由于下游用户因故跳车引起的管网压力突然升高，管网设有调节放空阀和安全阀。
（4）0.6MPa管网蒸汽主要由变换副产和甲醇天然气增压机透平背压提供，不足的部分由1.5MPaG管网减温减压补充，其压力的稳定也是由管网压力信号PIC控制减温减压器的开度来保证。
管网安全措施有调节放空阀和安全阀。
每一级管网之间设有备用的减温减压装置，以保证装置开车和非正常工况的用汽需要。
主要工艺流程简述
热电站的锅炉用水来自脱盐水站，脱盐水经加热除氧后由锅炉给水泵升压经省煤器送入锅炉汽包。
热电站燃料为煤，燃烧需要的空气由鼓风机升压后经与空预器换热产生热空气，经风管送入炉膛，燃料与热空气在炉内混合燃烧产生高温烟气。
炉膛水冷壁管内的水吸收高温烟气的热量形成蒸汽/水混合物，在重力差的作用下上升到锅炉汽包，汽包内的汽水分离装置将蒸汽和水分离出来，蒸汽由汽包顶部的引出管送至过热器产生过热蒸汽。
汽包内的水由汽包底部的下降管引出（位于炉外，不受热），送至炉底与水冷壁相连的分配集箱进入炉膛，汽包、水冷壁与下降管就形成了汽水自然循环。
过热器产生的过热蒸汽由管道送至汽轮机，高温高压蒸汽经过汽轮机后热能转换为动能，带动发电机做功发电。
在高温高压蒸汽经过汽轮机作功，做功后的部分蒸汽被抽出外供,作为化工装置用汽，最大限度的利用蒸汽热能，使能量实现阶梯利用的。
剩余的蒸汽经高、中、低压缸后排入空冷凝汽器，蒸汽在凝汽器被冷凝成水，冷凝水由凝结水泵升压，经过各级给水预热器、除氧器、给水泵、高加后送入锅炉汽包循环使用。
工艺特点
本热电站采用常规火力发电技术，系统安全可靠。
锅炉采用煤粉锅炉，汽轮机采用双抽供热汽轮机组，实现对化工装置供热供电的需求。
热、电负荷全年平稳，发电经济效益可观。
本电站总热效率高达81％。
为使本热电站建成高效环保的工厂，本热电站拟采用氨法湿法脱硫技术，以达到环评排放要求。
原则性热力系统
本热电站原则性热力系统主要设备由锅炉、连续排污扩容器、除氧器、锅炉给水泵、轴封加热器、抽汽凝式汽轮机、空冷岛、凝结水泵、减温减压器等组成。
系统组成：
主蒸汽系统；减温减压系统；给水系统；抽汽及给水加热系统；空冷岛有关系统，抽真空系统；凝结水系统；加热器疏水系统；工业冷却水系统等。
主蒸汽系统
主蒸汽系统采用集中母管制连接方式。
汽轮机旁路系统
汽轮机跳车时设有一套快开的减温减压装置，将蒸汽减温减压后补入与之对应的抽汽管网，以保证全厂蒸汽系统稳定供汽。
给水系统
给水系统采用集中母管制连接方式。
除氧器水箱中的给水经锅炉给水泵升压后送到锅炉省煤器入口联箱。
系统设置5台110%容量的电动给水泵，四台运行。
给水系统共设1台备用。
本工程共设置5台电动给水泵。
在给水泵出口止回阀前的主给水管路上接出带有全程控制型最小流量再循环装置的给水泵再循环管道，以满足给水泵最小流量的要求。
每台给水泵的再循环管道分别接至除氧器水箱。
省煤器入口的给水管道上装设有低负荷给水旁路调节阀。
机组正常运行时，给水流量由主调节阀进行调节。
在启动和低负荷运行时，给水流量由给水旁路调节阀控制。
给水系统还为锅炉过热器的减温器、以及蒸汽系统的减温减压器提供减温水。
空冷岛系统
抽凝式汽轮机组选择空冷系统代替水冷系统。
选择直接空冷方式，将汽轮机排出的乏汽，通过排汽管道引入钢制空气冷却器中，由环境空气直接冷却为凝结水，减少了常规二次换热所需要的中间冷区介质，传热温差大，冷区效果好。
抽汽系统及给水加热设备
双抽凝汽式汽轮机组采用两级调整抽汽，调整抽汽分别进入4.2MPaG中压蒸汽管网、1.5MPaG低压蒸汽管网。
抽汽系统是引起汽轮机超速和进水的主要原因，因此，抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀，气动止回阀在前，电动隔离阀在后。
电动隔离阀作为防止汽轮机进水的一级保护，气动止回阀作为防止汽轮机超速并兼作防止汽轮机进水的二级保护。
抽真空系统
该系统在机组启动初期建立真空，将附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求。
每台抽凝机组安装2台110%容量水环真空泵组，机组正常运行时，1台运行，1台备用。
凝结水系统
凝结水小室中的凝结水由凝结水泵升压后，经轴封冷凝器后进入除氧器。
每台机组设置三台容量为50%的凝结水泵，两台运行，一台备用。
轴封冷凝器设有旁路管道，用于机组试运行凝结水管道冲洗时旁通轴封冷凝器。
在轴封冷凝器出口的凝结水管道上引出一路装有调节阀的凝结水泵再循环管至凝结水小室，以确保机组启动和低负荷时凝结水泵所需的最小流量和轴封冷凝器所需的最小冷却水量的要求。
此外，凝结水系统还负责提供疏水扩容器减温喷水、低压缸喷水、低压旁路减温喷水、真空泵补充水等。
工业冷却水系统
循环冷却水系统的冷却工质为循环水，经过被冷却的辅助设备后，回水至机力通风冷却塔冷却后循环使用。
因为热电站凝汽器采用空冷，故循环冷却水总用量较少，约为1725t/h，主要是锅炉辅机、汽轮机冷油器、发电机空冷器等使用。
原则性燃烧系统
本工程燃用烟煤，其煤质干燥无灰基挥发份较高，哈氏可磨性指数为62-67，适合选用中速磨直吹系统。
其系统简单、安全可靠，中速磨厂用电低，运行中能源耗量少，运行经济性较好。
且噪音小、密封性好、使生产环境得到改善，运行、操作、检修方便。
系统选择：
采用正压直吹冷一次风机制粉系统，每台锅炉配3台中速磨，其中1台备用。
2台磨煤机可满足锅炉BMCR工况运行的要求，每台磨煤机引出四根煤粉管道连接到锅炉同一层燃烧器，根据锅炉负荷的变化可以停用任何1台磨煤机。
磨煤机密封系统采用每台锅炉配2台离心式密封风机。
1台运行，1台备用。
每台锅炉配4台电子称重式给煤机，与磨煤机相对应。
烟风系统采用平衡通风方式，空气预热器为管式空气预热器。
每台锅炉配送风机、一次风机引风机各2台，均选用离心式。
空预器出口烟气经电袋除尘器，再经引风机，进入脱硫塔脱硫，最后经烟囱排入大气。
四台炉共用一座烟囱，烟囱高度180m。
制粉系统
本工程每台炉配置3台中速磨煤机，与每台炉配置的3层燃烧器（每台磨煤机带一层燃烧器）相对应，2台磨煤机运行可满足锅炉BMCR工况运行的要求，1台做为备用。
每台锅炉配置3台能适应中速磨煤机正压直吹式制粉系统运行的电子称重式给煤机。
为防止煤粉粘结皮带，给煤机结构上将充分考虑防粘结措施，在给煤机的出口处设置配重式皮带刮料器，在皮带下方设链式清理刮板。
风系统
本热电站燃烧系统主要辅机选型裕量按《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）的相关要求选取。
其中，一次风机、送风机、引风机考虑机组变负荷需要，设置变频器调速，以保证低负荷时风机的运行效率，节约厂用电。
为降低风机噪声，在一次风机及送风机入口均配置消声器。
1）一次风系统
本热电站一次风系统每台炉配置2台60%容量的一次风机。
分别提供磨煤制粉系统热一次风、调压冷风以及磨煤机和给煤机的密封风。
其中磨煤机给煤机的密封风和调压冷风由空预器之前的冷一次风提供。
制粉系统的热一次风由经过暖风器及空预器加热后的热一次风供给。
2）二次风系统
本工程二次风系统每台炉配置2台60%容量的送风机。
送风机就地吸风，经管式空气预热器加热后进入布风板之上的二次风箱提供二次用风。
3）密封风系统
每台锅炉的3台磨煤机配置100%容量的密封风机2台，1台运行，1台备用，提供磨煤机和给煤机的密封风，防止煤粉外漏。
自动化水平
本热电站及蒸汽管网采用DCS集散控制系统进行控制。
具有以下自动控制：
（1）锅炉燃烧自动控制。
（2）锅炉负荷自动调节。
（3）蒸汽参数自动调节。
（4）锅炉汽包水位和除氧气水位自动控制。
（5）汽轮发电机组起停自动控制。
（6）汽轮机两级工业抽汽量的自动控制。
（7）蒸汽管网参数自动控制
1.1热电站锅炉装置
1.1.1热电站锅炉规范
锅炉主要参数
锅炉主要参数：
B-MCR
单位
锅炉额定蒸发量：
320
t/h
锅炉最大连续蒸发量：
360
t/h
过热蒸汽压力：
10.3
MPa.g
过热蒸汽温度：
540
℃
给水温度：
215/158
℃
汽包工作压力
12.09
Mpa.g
冷风温度
20
℃
排烟温度
140
℃
1.1.2本项目锅炉煤质分析
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种1
校核煤种2
工
业
分
析
收到基水分
Mt
%
12
11.54
10.54
空气干燥基水分
Mad
%
2.74
4.11
3.91
收到基灰分
Aar
%
25
15
30
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
36.06
40.19
38.17
固定碳
FC
%
40.28
43.94
36.76
元
素
分
析
收到基碳
Car
%
52
60.21
48.2
收到基氢
Har
%
3.07
4.04
2.98
收到基氮
Nar
%
0.87
0.78
0.54
收到基硫
Sar
%
1.5
2.28
2.5
收到基氧
Oar
%
5.56
6.15
5.24
收到基低位发热量
Qnet.ar
KJ/kg
20028
23839
18829
哈氏可磨指数
HGI
66
62
67
灰
熔
点
灰变形温度
DT
℃
1250
1150
1260
灰软化温度
ST
℃
1300
1170
1310
半球温度
HT
℃
1310
1180
1320
流动温度
FT
℃
1340
1190
1340
灰
组
成
分
析
SiO2
wt%
49.91
27.47
51.48
Al2O3
wt%
22.25
11.02
21.44
Fe2O3
wt%
6.63
18.63
7.86
CaO
wt%
9.52
13.74
6.83
MgO
wt%
0.97
0.62
0.80
SO3
wt%
5.26
12.91
4.30
TiO2
wt%
0.83
0.53
0.99
K2O
wt%
1.52
0.83
1.54
Na2O
wt%
0.58
0.94
1.71
P2O5
wt%
0.83
0.21
0.36
灰堆积密度
㎏/m3
303
286
310
真密度
g/cm3
2.92
3.40
2.84
安息角
°
43
42
44
着
火
点
氧化样
℃
325
325
343
原煤样
℃
348
348
365
灰
比
电
阻
测
试
电
压
500V
测
试
温
度
℃
23℃
（Ω·㎝）
1.35×109
1.80×109
2.70×108
80℃
（Ω·㎝）
2.70×1010
2.70×1010
4.50×109
100℃
（Ω·㎝）
2.60×1011
1.70×1011
3.50×1010
120℃
（Ω·㎝）
9.30×1011
5.60×1011
1.35×1011
150℃
（Ω·㎝）
4.60×1011
2.80×1011
1.95×1011
180℃
（Ω·㎝）
6.20×1010
5.20×1010
3.80×1010
项目
单位
数值（mol%）
CH4
%
96.3087
C2H6
%
0.5400
C3H8
%
0.0400
Ic4H10
%
0.0400
Ic5H12
%
0.0010
He
%
0.0400
N2
%
0.7601
H2
%
-
CO2
%
2.2702
H2S
ppmv
≤30
COS
ppmv
≤20
HCL
无
压力
MPa（a）
3.5
温度
℃
25
低位发热量LHV
MJ/Nm3
34.94
1.1.3锅炉点火用燃料:
煤田伴生气
1.1.4锅炉基本尺寸
炉膛宽度（两侧水冷壁中心线间距离）9570mm
炉膛深度（前后水冷壁中心线间距离）9570mm
锅筒中心线标高40750mm
过热器出口集箱标高44100mm
锅炉最高点标高（连接管）44950mm
锅炉顶棚管标高37490mm
运转层标高9000mm
锅炉构架左右两侧柱中心线间距离（外柱）23400mm
锅炉构架炉前柱至后柱中心线间距离29000mm
1.1.5锅炉结构简述
本锅炉为单锅筒、集中下降管，自然循环∏型布置的固态排渣煤粉炉。
采用紧身封闭布置。
锅炉前部为炉膛，四周布置膜式水冷壁。
炉膛出口处布置屏式过热器，水平烟道装设了两级对流过热器。
炉顶、水平烟道两侧及转向室设置顶棚管和包墙管。
尾部交错布置两级省煤器及两级空气预热器。
锅炉构架采用双框架全钢结构，紧身封闭。
按7度地震烈度、Ⅱ类场地设防。
炉膛水冷壁、过热器及上级省煤器均悬吊在顶板梁上，下级省煤器和空气预热器支承在后部柱和梁上。
炉膛设计压力及瞬间抗爆压力按美国国家防火协会（NFPA）标准，设置膨胀中心，锅炉燃烧室的设计压力
5800Pa，瞬间抗爆压力
9800Pa，当突然灭火或送风机全部跳闸吸风即出现瞬间最大抽力时炉墙及支撑件不会产生永久变形，为此设置刚性梁，折焰角包覆框架，炉底包覆框架。
锅炉采用燃烧器为百叶窗浓淡直流式燃烧器，正四角切向布置，假想切圆直径为φ700mm，制粉系统采用中速磨正压冷一次风机直吹式制粉系统。
配3台磨煤机，两运一备。
磨煤机型号为ZGM80NⅠ型。
1.1.6锅筒及汽水分离装置：
锅筒内径φ1600mm，厚度为100mm，封头厚度为100mm，筒身直段长13200mm，全长约为15060mm，材料为P355GH（19Mn6）。
锅筒正常水位位于锅筒中心线以下180mm处，最高水位和最低水位离正常水位各50mm。
锅筒水位达到+125mm时开紧急放水门,保护动作值为：
+250mm,-250mm。
锅筒内采用单段蒸发系统，内部布置有旋风分离器、梯形波形板分离器、清洗孔板和顶部多孔板等内部设备。
它们的作用是分离混合物中的水与汽，并清洗蒸汽中的盐，平衡锅筒蒸汽负荷，以确保蒸汽品质。
锅筒共有54只直径为φ315mm的旋风分离器，分前后两排，沿锅筒筒身全长布置，旋风分离器分组装配，以保证旋风分离器负荷均匀，获得较好的分离效果。
1.1.7炉膛水冷壁
炉膛断面设计成正方形，深度和宽度均为9570mm。
炉膛四周布满了φ60×5节距80mm的管子和扁钢焊成的膜式水冷壁，形成密封的炉膛竖井。
前后及两侧水冷壁各为119根φ60×5的管子，前后水冷壁下部冷灰斗处管子与水平线成55°角，倾斜构成冷灰斗。
水冷壁采用过渡管接头单排引入上下集箱。
后水冷壁在炉膛出口下缘处向炉内突出形成折焰角，然后向上分成两路，其中一路垂直向上穿过水平烟道及顶棚管进入后水冷壁上集箱，另一路组成膜式水冷壁，并与水平线成40°及7°的倾角构成水平烟道底部的斜包墙。
前后侧水冷壁各分为四个管屏，4根φ377X25的集中下降管至运转层以下，再通过40根φ133X10的分散管引入到水冷壁下集箱。
前墙水冷壁及两侧墙水冷壁各有10根φ133X10的引出管，后墙（包括斜底包墙）有16根φ108X8的汽水引出管引入至汽包的蒸汽空间。
上下水冷壁集箱均由φ219X25的碳钢管制成。
为了适当提高锅炉的启动速度，在水冷壁下集箱内装有邻炉加热装置。
1.1.8燃烧设备
本锅炉设计煤种灰熔点低，容易结焦，因此本锅炉采用百叶窗浓淡直流式燃烧器，燃烧器布置在炉膛的正四角。
煤粉经一次风管中浓缩管及百叶窗的作用后被分成浓相及淡相，而且分别引射到炉膛内向火侧和背火侧，确保燃烧稳定和防止结焦。
燃烧器设计采用较小的燃烧区域壁面热负荷及较小的假想切圆，切园直径为φ700mm。
风率％
风温℃
风速m/s
一次风
22
70
27
二次风
73.83
320
46
为了保证稳定良好的燃烧，制粉系统应保证风粉均匀连续地输入炉膛。
为保证煤粉在炉膛中燃烬，设计煤种煤粉的R90应为25%。
1.1.9过热器和汽温调节
过热器布置如下图：
整个过热器由顶棚管、包墙管、半辐射屏式过热器和两级对流过热器四部分组成，其中有两级喷水减温。
屏式过热器位于炉膛折焰角前上部，两级对流过热器均匀分布在水平烟道中。
饱和蒸汽取自锅筒顶部由14根φ133×10的连接管引入顶棚管入口集箱，然后通过95根φ51×5.5节距为100的顶棚管进入尾部竖井后包墙下集箱，再经过直角弯头进入侧包墙后下集箱，经尾部竖井两侧向上流进包墙管上集箱后部，再经10根φ133×10的连接管引入到包墙管上集箱前部，经竖井烟道向下流入侧包墙前下集箱，再通过10根φ133×10的连接管进入前包墙管下集箱，经竖井向上流入前
升级会员 