火电厂工程项目管理策划.docx
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目录
第一章工程概述 6
1.1工程规模 6
1.2工程投资方及资金筹措 6
1.3编制依据 6
1.4工程水文气象和地质条件 7
1.5工程总平面布置 9
1.6主要工艺系统简介 16
1.7工程主要经济技术指标 18
1.8工程建设计划进度 18
第二章工程建设管理总体设想 19
2.1总体设想 19
2.2工程建设管理方针及目标 20
2.3工程建设管理模式及组织机构 21
2.4工程目标任务分解 23
2.5部门岗位的设置和职责 23
2.6人力资源规划 23
2.7项目管理服务单位的职责 24
2.8施工总平面布置 25
2.9工程建设的特点、难点以及相应的对策 27
第三章管理体系建设策划 30
3.1项目管理体系 30
3.2项目公司管理体系 31
3.3主要管理流程 32
3.4主要参建单位管理体系要求 33
3.5体系运行、监督、检查策划 34
第四章工程进度及计划管理 34
4.1工程建设工期总体安排及工序策划 34
4.2里程碑计划和一级网络进度计划 36
4.3设备/材料供应计划 37
4.4设计图纸交付计划 40
4.5合规性条件获取计划 40
4.6政策处理工作计划 42
4.7工程进度控制计划 42
第五章工程质量管理 47
5.1工程建设质量目标 47
5.2质量管理组织机构和职责 48
5.3工程质量监督管理 50
5.4设计质量管理 51
5.5设备质量管理 52
5.6材料采购管理 53
5.7土建、安装质量管理 54
5.8精细调试管理 55
5.9技术监督管理 55
5.10关键质量控制点和非常规质量控制点控制 56
5.11达标创优策划 57
5.12工程质量控制的难点与对策 58
第六章职业健康安全与环境管理 59
6.1职业健康安全与环境管理方针、目标 59
6.2职业健康安全与环境管理组织机构和职责 59
6.3基建安全生产标准化创建规划 62
6.4安全资质管理 62
6.5安全教育培训 64
6.6绿色施工策划 65
6.7工程现场消防保卫管理 66
6.8危险因素与环境因素的辨识 67
6.9应急体系策划 69
第七章招标管理 70
7.1招标管理组织机构设置 70
7.2项目招标计划 72
7.3招标文件编制、审查和备案管理 82
7.4工程量清单与招标限价管理 83
第八章投资及资金管理 84
8.1工程投资管理的目标 84
8.2概算动态管理 84
8.3执行概算管理 84
8.4预算资金管理 85
8.5合同管理 85
8.6预备费管理 88
8.7跟踪审计管理 88
8.8竣工决算管理 89
8.9工程投资控制难点与对策 89
第九章现场施工管理 91
9.1对主要服务单位的监督管理 91
9.2现场质量管理 93
9.3现场安全文明施工管理 98
9.4施工进度管理 99
9.5厂区测量控制网的设置 99
9.6设计管理 99
9.7设备材料管理 100
9.8主要机具和劳动力配置 102
9.9施工总平面及力能管理 107
9.10现场环境保护管理 109
9.11工程启动调试管理 109
9.12项目沟通和信息传递 112
第十章工程技术管理 113
10.1工程技术管理的组织机构及职责 113
10.2工程技术管理的主要内容 114
10.3工程拟采用的技术标准及其管理 115
10.4工程施工技术方案管理 116
10.5设计变更、变更设计审核管理 118
10.6技术问题研究与决策的程序 119
10.7设计优化与“四新”应用 119
第十一章信息及技术文件档案管理 123
11.1工程信息管理的目标 123
11.2信息管理规划 123
11.3基建管理信息系统（PMIS）应用 123
11.4工程档案管理的目标 124
11.5工程技术文件与档案管理的设施及组织机构 124
11.6工程技术文件与档案的管理规划 124
11.7工程技术文件与档案管理制度 128
第十二章生产准备管理 129
12.1生产管理体系建设规划 129
12.2全寿命周期设备管理策划 129
12.3生产管理标准建设规划 129
12.4系统图和运行规程编制计划 129
12.5设备命名和编码规划 129
12.6生产人员培训计划 130
12.7备品储备定额和事故备品管理 130
第十三章工程专项验收和竣工验收管理 130
13.1工程专项验收的范围、内容和计划 130
13.2工程专项验收应具备的条件 131
13.3专项验收的主管部门及评估机构 134
13.4竣工验收的范围、内容和计划 134
13.5竣工验收应具备的条件 135
13.6竣工验收的主管部门及评估机构 136
附件：
附件1一级网路进度计划
附件2电力建设工程现行标准及管理文件名录（火电工程2013版）
附件3建管处管理制度标准目录
附件4主要管理流程图
附件5施工总平面规划方案（审核后）
附件6图纸交付计划
第一章工程概述
1.1工程规模
华能XXXX电厂位于新疆阿克苏纺织工业城内，距阿克苏市市区约12公里，项目建设规模为2×350MW超临界燃煤直接空冷机组，同步建设烟气脱硫及脱硝装置，并预留项目扩建余地。
本期工程于2014年07月01日主厂房开挖，2014年10月01日浇筑第一方混凝土，2016年12月31日1#机组168小时结束，2017年03月31日2#机组投产。
1.2工程投资方及资金筹措
本工程投资方为浙江浙能电力股份有限公司，投资概算（动态）29.9111亿元。
在项目取得国家发改委核准前，资金筹措由浙江省能源集团有限公司委贷；在取得国家发改委核准文件后，自有资金20%，工商银行和建设银行贷款80%。
1.3编制依据
1.3.1《建设工程项目管理规范》（GB/T50326-2006）
1.3.2《火力发电厂施工组织设计导则》（国电电源2002-849号）
1.3.3《火电工程达标投产验收规程》（DL5277-2012）
1.3.4火电工程相关的法律法规、规范、标准规定
1.3.5浙江省能源集团有限公司管理标准《项目建设管理策划编制与审查管理规定》
1.3.6《东电新疆阿克苏能源开发有限公司企业标准》
1.3.7《华能XXXX电厂工程行性研究》
1.3.8已经批准的初步设计及有关图纸资料
1.3.9投标文件和已签约的与工程有关的协议
1.3.10当地环境条件及现场条件
1.4工程水文气象和地质条件
本工程位于阿克苏纺织工业城园区的东北侧，西侧为规划的多浪路（即黑孜乡公路），南临规划的金华路,东侧为规划的外环路,北侧为沙土地。
厂区地形东北高西南低，自然地面高程在1119.8m～1121.70m（1985年国家高程，下同）之间，地形坡度0.4％。
厂址区域地势较高，高程在1120m左右。
厂址地貌属于冲洪积平原，与沙漠边缘毗邻，现场地已被沙化，呈沙土、沙壤状。
除场地中部有一条西北至东南走向的沙梁子外（该沙梁子宽约40～100m，高约4～5m），其余地段地形较平坦，北高南低。
1.4.1水文气象
1.4.1.1水文
厂址段百年一遇洪水水位约1092米，厂址最低点标高高出阿克苏河百年一遇水位26米以上，不受阿克苏河百年一遇洪水影响。
厂址北侧和东侧受坡面洪水的影响，平均漫水深度约0.4米，应采取防洪措施。
1.4.1.2气象
阿克苏地区位于欧亚大陆深处，远离海洋，属于暖温带干旱气候具有大陆性气候特点：
气候干燥、蒸发量大、降水稀少且年、季变化大、晴天多、日照长、热量资源丰富、气候变化剧烈、冬寒夏热、昼热夜冷、全年平均风速小。
1.4.2工程地质
根据《新疆阿克苏纺织工业城热电厂工程场地地震安全性评价报告》，厂址近场区在大地构造单元上位于塔里木－中朝板块（一级大地构造单元）、塔里木微板块（二级大地构造单元）、塔里木古陆（三级大地构造单元）和南部的塔里木中央块地（四级大地构造单元）内，属于相对稳定的大地构造单元。
距厂址区最近的全新世活动断裂为柯坪断裂，该断裂在厂址西南侧，距厂址约30km。
厂址区内没有全新世断裂通过，不存在发生地震地表断错、地震塌陷、震陷等破坏性地震灾害的条件,厂址区无岩溶、危岩和崩塌、泥石流、采空区、地面沉降等不良地质现象，厂址处于相对稳定地段，适宜建厂。
1.5工程总平面布置
1.5.1厂区主要出入口及交通运输
1.5.1.1进厂道路
从厂址西侧的黑孜乡公路上引接，长度约50m，道路宽度7m。
1.5.1.2燃料运输
电厂燃煤采用汽车和铁路两种运输方式，电厂发电前期用煤采用汽车运输方式；待铁路专线建设完成后，取代汽车运输燃煤。
1.5.1.3大重件运输
锅炉大板梁、发电机定子、主变压器、高、低压加热器等，采用铁路运输到阿克苏火车站,再利用平板车从阿克苏火车站通过厂区次入口运抵施工现场或安装场地,也可直接利用汽车运输从制造厂到达施工现场。
1.5.2总平面布置
本工程根据《新疆阿克苏纺织工业城（开发区）总体规划》及其控制性详细规划的总体需要，厂区总平面按“两列式”布置格局，自西向东依次为配电装置、空冷平台与主厂房及脱硫设施，卸贮煤设施布置在烟囱北侧，出线朝西，固定端朝北，向南扩建，厂前建筑及辅助、附属生产设施布置在固定端侧，灰场布置在厂区南侧。
主要辅助生产建、构筑物和附属建筑物的布置，根据其各自的生产工艺流程、运行管理等要求按其功能分为下述几个区域：
1.5.2.1主厂房区
主厂房按2×350MW超临界机组布置，采用汽机房（跨距25.5m）—加热器间（跨度6.5m）—锅炉房顺序排列布置，一体化煤仓间（侧煤仓）布置在两炉之间，A排柱至烟囱中心线的距离为183.25m。
汽机房共15档，总长132.2m，运转层标高12.0m。
除氧器布置在炉前锅炉框架内33.5m层。
热网首站与集控楼合并布置在汽机房固定端毗邻间内。
引风机横向布置。
脱硫吸收塔与烟囱布置在同一中心线上。
1.5.2.2直接空冷平台
工程主机采用直接空冷方案，直接空冷平台布置在主厂房西侧位置
1.5.2.3电气建构筑物区
主变压器、厂高变、启备变和空冷配电室均布置在主厂房A排外空冷平台下方。
220kV配电装置布置在厂区西侧。
本期出线2回。
1.5.2.4煤贮煤设施区
电厂燃煤采用铁路运输。
电厂站位于厂区北围墙以北约100m处。
条形煤场南北向布置在电除尘器和脱硫设施区的北侧，可满足2×350MW机组约20天的耗煤量。
煤场为全封闭。
电厂燃煤经铁路翻车机、输煤隧道、转运站、碎煤机室、从炉后跨除尘器烟道上煤。
1.5.2.5脱硫脱销区
本工程同步建设全烟气脱硫装置，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，1炉配1塔方案，脱硫吸收塔、浆液循环泵房布置在烟囱两侧，脱硫工艺楼布置在烟囱东侧。
本工程同步建设烟气脱硝装置，采用选择性催化还原法（SCR），布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内，脱硝液氨贮存区布置在厂区固定端区域，煤场西侧。
1.5.2.6水工设施区
化验楼和锅炉补给水处理车间布置于升压站北侧；再生水深度处理站布置在厂前检修楼的东侧，综合水泵房布置在再生水深度处理站内，生水（消防、工业）及生活水池位于再生水深度处理站下部。
辅机冷却水机械通风冷却塔和辅机循环水泵房布置在化水车间的东侧，酸洗废水池及机组排水槽合并布置在锅炉房北侧主厂房区域，工艺流程顺捷，管线短捷，且利于管理。
1.5.2.7除灰、渣设施区
本工程两台炉设2座Φ6m的渣仓，布置在两炉外侧。
3座12m的灰库布置在厂区东南角，灰管线短捷、顺畅；灰库气化风机房集中布置脱硫工艺楼内。
1.5.2.8其它辅助生产区
空压机房及柴油发电机室位于电除尘器北侧主厂房区域内，输煤综合楼及推煤机库布置在煤场南侧区域，煤水处理间布置在液氨贮存区南侧区域。
制氢站在厂区再生水深度处理站南侧，燃油库区均布置在煤场西侧。
1.5.2.9厂前及附属建筑区
厂前区位于厂区的西北角位置，布置有生产办公综合楼、材料库和检修间。
汽车库布置在电厂生活区东南角。
1.5.2.10生活区
生活区规划布置电厂辅助设施北侧，煤场西侧位置，占地约3.0公顷，厂区围墙内用地面积17.4公顷。
1.6主要工艺系统简介
1.6.1汽机专业
本工程除辅助蒸汽系统、热网首站系统按母管制设计外，其余热力系统均采用单元制。
热力循环采用七级回热抽汽系统，除四、五级抽汽为可调整抽汽外（用旋转隔板调节压力）其它均为非调整抽汽。
每台机组设有三台高压加热器、一台外置蒸汽冷却器、一台除氧器、三台低压加热器。
1
1.1
1.2
1.3
1.
1.1.
1.2.
1.3.
1.3.1.
1.6.1.1汽机本体
汽轮机为东方汽轮机有限公司生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸二排汽、直接空冷抽汽凝汽式汽轮机。
汽机主要参数如下：
名称
单位
额定功率
MW
350
最大连续功率
MW
380
额定主蒸汽压力
MPa
24.6
额定主蒸汽温度
℃
569
高压缸排汽口压力（THA工况）
MPa（a）
5.504
高压缸排汽口温度（THA工况）
℃
346.3
再热蒸汽进口压力（THA工况）
MPa（a）
5.063
再热蒸汽进口温度（THA工况）
℃
569
主蒸汽进汽量（THA工况）
kg/h
1111700
再热蒸汽进汽量（THA工况）
kg/h
927910
额定排汽压力（THA工况）
kPa.a（a）
12
机组保证热耗（THA工况）
kJ/kW•h
8167
1.6.1.2主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统
主蒸汽管道采用2-1-2连接方式，从过热器出口集箱以双管接出，在炉内合并成一路，单管引出，在进汽机前分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽门。
在锅炉过热器出口管道上设有安装用水压堵板。
主蒸汽管道材料选用ASTMA335P91。
再热冷段管道采用2-1-1连接方式，由高压缸排汽以双管接出，合并成单管后接入再热器入口联箱。
再热热段管道采用1-1-2连接方式，由锅炉再热器出口联箱单管接出，直到汽轮机左右侧中压联合汽门。
高温再热蒸汽管道材料选用ASTMA335P91。
低温再热蒸汽管道材料选用ASTMA672B70CL32。
汽机旁路系统，采用高、低压串联两级旁路装置，高、低压旁路系统容量为40%B-MCR，用与机组启动加快暖管、暖机和回收工质及保护再热器不超温及空冷冬季启动防冻。
1.6.1.3抽汽系统
抽汽系统的主要功能是汽轮机有七级回热抽汽和一级可调整工业供汽。
一、二、三级回热抽汽分别供给三台高压加热器及三号外置式蒸汽冷却器。
四段回热抽汽供给除氧器；五级回热抽汽为可调整抽汽，除供五号低加外，还向采暖加热蒸汽系统及暖风器供汽。
六、七级回热抽汽分别供给六、七号低压加热器。
可调整工业供汽除对外工业供汽外，还向给水泵小汽轮机和辅助蒸汽系统供汽。
1.6.1.4辅助蒸汽系统
本工程辅助蒸汽系统为母管制的公用蒸汽系统，该系统每台一根0.6～1.5MPa的辅汽联箱。
其中两台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。
本系统主要汽源来自厂外启动蒸汽、再热冷段、汽机一级可调整抽汽。
1.6.1.5给水系统
给水系统是将给水由除氧器给水箱出口送到锅炉省煤器联箱入口。
该系统在省煤器入口前接出供锅炉过热器的二级减温水管道，还有给水泵中间抽头供再热器减温水管道。
给水系统按单元制系统设计。
每台机组设置两台50％容量汽动给水泵（前置泵与给水泵同轴布置）、二机配置一台30﹪容量的电动给水泵，三台高压加热器和三号外置式蒸汽冷却器，汽动给水泵满足机组运行需要。
三台高加给水采用大旁路系统。
当任一台高加故障时，三台高加同时从系统中退出，给水能快速切换通过给水旁路供省煤器。
1.6.1.6凝结水系统
凝结水系统设一台100%容量的变频（一拖二）筒式凝结水泵，一台运行，一台备用。
设三台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式除氧器，一台热网疏水换热器，一台低温省煤器，凝结水精处理采用中压系统。
凝结水贮水箱同化水专业除盐水箱合并，凝结水补充水泵和凝结水输送水泵布置在化水车间中。
除氧器为内置式除氧器，除氧器水箱有效容积为120m3
1.6.1.7高压加热器疏水、放气系统
高压加热器疏水采用逐级串联疏水方式。
最后一级疏水至除氧器，每台高压加热器均设有事故疏水管道，分别接至高压事故疏水扩容器，高压事故疏水扩容器疏水至凝结水箱。
高压加热器疏水水位采用疏水阀控制。
高压加热器管侧、壳侧均设有放水放气管道，壳侧还设有停机充氮和湿保护接管座。
1.6.1.8低压加热器疏水、放气系统
本系统5、6、7号低加疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水至本体疏水扩容器。
每台低压加热器均设有事故疏水管道，分别接高压事故疏水扩容器。
高压事故疏水扩容器疏水至凝结水箱。
低压加热器疏水水位采用疏水阀控制。
低压加热器管侧、壳侧均设有放水放气管道，壳侧还设有停机充氮和湿保护接管座。
1.6.1.9抽真空系统
排汽装置两侧设疏水扩容器，排汽装置上设有低压旁路接口，排汽装置接有一个真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及机组安全时，以达到破坏真空的需要。
系统设有两台100%容量的机械真空泵，机组启动是，两台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程，正常运行时，一台运行，一台备用。
1.6.1.10开式循环冷却水系统
开式冷却水系统主要为水水交换器、汽机冷却油器、真空泵、小机冷油器等设备提供冷却水。
冷却水来自供水专业辅机冷却水系统（泵房），经设备吸热后排至机力通风塔冷却。
该系统设有电动旋转滤网。
1.6.1.11闭式循环冷却水系统
本系统由两台机组最大冷却水量110%容量的闭式循环冷却水泵、两台65%容量的闭式循环冷却水热交换器及一台10m3闭式循环冷却水膨胀水箱组成。
本系统采用大闭式循环冷却水系统，对汽机、锅炉各辅机提供冷却水。
闭式循环冷却水系统采用除盐水作为补水水源，设一台10m3闭式循环冷却水膨胀水箱组成。
1.6.1.12汽机润滑油净化、贮存和排空系统
汽轮机的润滑油系统采用套装油管路。
每台机组装设一套润滑油净化装置，一台容量为35＋35m3的润滑油贮存油箱。
每台机组装设一台润滑油输送泵；每台汽动给水泵汽轮机润滑油系统设一台给水泵汽轮机润滑油输送泵。
汽轮机主油箱、润滑油贮油箱、润滑油净化装置分别设有事故放油管道，排至主厂房外的事故放油池。
1.6.1.13热网首站汽水系统
（1）热网循环水系统（供热一级热水管网系统）的功能是将热网循环水泵升压后，送入布置在换热站内的热网加热器，热网加热器负责将热网回水由70℃加热至130℃之后送至厂区供热管网。
本系统配置2台70%容量管壳式热网加热器，设2台100%容量变频调速热网循环水泵（变频：
一拖二）。
除此之外，在热网循环水泵的入口总管上还设有一台电动旋转滤水器，用于除去热网水中的异物。
（2）热网加热蒸汽系统采用扩大单元制。
两台机组供汽管道之间设置全容量联络管道。
每台汽机供热网的采暖供汽总管设计流量取用2台汽机提供的最大设计采暖用汽量，即344t/h。
两台汽机采暖供汽联络管道设计流量与每台汽机供热网的采暖供汽总管设计流量相同。
每台机组配置1台70%容量管壳式热网加热器，热网加热器疏水出口温度按80℃考虑，通过热网疏水冷却器（采用凝结水冷却，管壳式）换热后，接至该台机组的凝接水箱。
1.6.1.14主机冷却系统
主机＋小机排汽采用机械通风直接空冷系统冷却。
直接空冷系统配置按照额定抽汽工况优化计算确定。
空冷凝汽器布置在主厂房A外，一台机组设30个冷却单元。
1.6.2锅炉专业
1.6.2.1锅炉本体
锅炉选用超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、切向燃烧、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Π型布置。
锅炉主要参数如下：
名称
单位
参数
过热蒸汽：
最大连续蒸发量（BMCR）
t/h
1115
额定蒸发量（BRL）
t/h
1062
额定蒸汽压力（过热器出口）
MPa（a）
25.4
额定蒸汽压力（汽机入口）
MPa（a）
25.32
额定蒸汽温度
℃
574
再热蒸汽：
蒸汽流量（BMCR）
t/h
960
进口/出口蒸汽压力（BMCR）
MPa（a）
4.55/4.36
进口/出口蒸汽压力（BRL）
MPa（a）
4.33/4.15
出口蒸汽温度（BMCR）
℃
571
出口蒸汽温度（BRL）
℃
571
给水温度（BMCR）
℃
281
给水温度（BRL）
℃
278
1.6.2.2燃烧系统
（1）制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统。
每台炉配备5台磨煤机（4运1备）。
2台一次风机，一次风经一次风机升压后一部分进入三分仓空气预热器，经空气预热器加热后进入磨煤机，另一部分直接进入磨煤机前冷风母管，磨煤机进口的风量及风温由支管上的热风调节门和冷风调节门来调节。
（2）烟风系统按平衡通风设计。
空气预热器系三分仓转子回转式，分为一次风、二次风和烟气系统。
一次风系统供给磨煤机所需的热风、磨煤机调温风（冷风）、磨煤机（经密封风机后接入）和给煤机的密封风，系统内设两台50%容量的离心式一次风机（带变频器），风机进口装有消音器，为平衡风压，满足风机单台运行的要求，在风机出口设有联络风道及联络风门。
磨煤机入口的热一次风和调温用冷一次风均设有母管。
为防止进入空气预热器冷端的风温较低造成酸腐蚀和引起结露堵灰，影响设备的性能及使用寿命，在空气预热器进口冷风道上设置暖风器。
二次风统供给燃烧所需的空气。
设有两台50%容量的动叶可调轴流式送风机，其进口装有消音器。
为平衡风压，在送风机出口设置联络风管，并在联络风管设置风门以满足单台风机运行的要求。
在除尘器后设有两台50%容量的动叶可调轴流式引风机。
为使单台引风机故障时，除尘器不退出运行，在两台除尘器出口烟道上设有联络管。
除尘器按静电除尘器双室四电场考虑，除尘效率不低于99.83%。
两炉合用一座单管烟囱，高210m，内径7.5m。
（3）锅炉点火燃油系统采用微油点火方式，保留油系统作为备用点火和稳燃方式。
（4）脱硝系统：
本工程同步建设脱硝装置，按照液氨为脱硝还原剂的选择性催化还原脱硝（SCR）法。
SCR反应器布置在除尘器前的烟道支架上方。
按SCR（2＋1），脱硝效率按照80%考虑，最终以环评报告为准。
（5）低温省煤器设置一级烟气余热利用装置，由7号低加出口抽出部分凝结水引至炉后进入一级低温省煤器烟气余热利用装置，利用锅炉排烟的余热将其加热后返回6号低加的进口凝结水系统，在机组低负荷时通过旁路运行。
1.6.2.3除灰渣系统
（1）除渣系统每台炉设一台可变速的水浸式刮板捞渣机，其最大出力满足锅炉满负荷设计煤种渣量的40%，正常出力为3t/h，最大出力12t/h.每台炉设一座Φ6m渣仓，其总有效容积为55m3，可贮存锅炉满负荷时设计煤种25.4小时的渣量。
渣仓下部约2米层设有装车操作室，操作室内设有操作台，渣仓零米设有汽车通道。
渣仓室保温封闭并采暖。
（2）磨煤机排石子煤采用密封式活动石子煤收集、经叉车转运出锅炉房的简易机械处理方式。
每台中速磨煤机设1套排石子煤管道、阀门、密封舱、
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