乌拉山电厂设计情况简介(共20页)231.pdf

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1、 乌拉山电厂三期工程(gngchng)设计(shj)情况简介 内蒙古电力(dinl)勘测设计院 2007 年 2 月呼和浩特 目 录 1.工程(gngchng)概况(gikung)2.设计(shj)主要内容及设计(shj)特点 3.技术先进性及技术创新 4.设计技术水平 5.设计质量 6.控制投资情况 1.工程(gngchng)概况(gikung)1.1 项目基本(jbn)情况 乌拉山电厂位于(wiy)乌拉山南麓，厂区沿山布置在一个东西向长，南北向窄的狭长地带。扩建场地位于乌拉山电厂的南面乌拉山火车站南侧的盐碱地处，该场地为南北宽约为 900 米，东西长约为 2000 米的空旷的弃耕地，本期工

2、程拟扩建 2300MW 空冷燃煤凝汽式发电机组，并考虑予留再扩建 4600MW 机组场地。乌拉山电厂三期工程燃用神华集团海勃湾矿业有限责任公司、乌达矿务局、乌拉特中旗温明矿业有限责任公司、高头窑张家梁煤矿及乌海地方矿煤，燃煤采用火车运输；电厂工业用水采用乌拉特前旗西山嘴镇污水处理厂的再生水，备用水来自老厂拆除一期的 250MW机组后节余水。扩建工程由北方联合电力有限责任公司全额投资，由乌拉山电厂组织建设和运行管理，设计单位为内蒙古电力勘测设计院，扩建的第一台机组由中化二建集团有限公司和中国十五冶金建设有限公司施工，扩建的第二台机组由河南第二火电建设公司和内蒙第一电力建设工程有限责任公司施工，施

3、工监理单位为北京中达联监理咨询有限责任公司、调试单位为黑龙江电科院。2004 年 7 月 5 日开工建设浇注第一罐混凝土，2006 年 8月 28 日工程顺利竣工。1.2 设计及设计服务过程 乌拉山电厂三期工程可行性研究报告由我院编制完成，国家电力公司电力规划设计总院于 2003年 7 月 46 日通过了乌拉山电厂三期工程扩建2300MW级机组的可行性研究报告予审查；2003 年 10月 1619 日中国电力工程顾问集团公司通过了项目建议书评估调研审查。乌拉山电厂三期工程接入系统设计由我院编制完成，于 2003 年 7 月5 日通过了中国电力(dinl)工程顾问（集团）有限公司的评审。乌拉山电

4、厂三期工程环境影响报告书水土保持方案已由我院编制(binzh)完成，目前待审查。2003年2月我院完成(wn chng)本工程初步可行性研究文件的编制工作。2003年6月我院完成本工程(gngchng)可行性研究文件的编制工作。2004年4月我院完成本工程初步设计文件的编制工作。2004年6月2005年6月完成施工图设计工作；2005年1月2006年8月我院派驻设计代表组进驻施工工地，开展现场服务，履行应尽的职责。2006年10月上旬我院完成竣工图的出版工作。2.设计主要内容及设计特点 2.1.建设规模 本期工程建设2台300MW直接空冷凝汽式汽轮发电机组，配2台1056t/h煤粉锅炉，预留今

5、后扩建的条件。2.2 设计范围及外部接口 本工程我院设计范围包括：厂区主厂房燃烧系统和热力系统、厂区热网、输煤系统、化学水系统、除灰渣系统、厂内电气系统、热控系统、中水深度处理系统、废污水处理系统、厂区采暖通风系统、厂内外供排水系统、厂外运灰道路等设备的安装和土建工程以及厂区规划及道路、投资估算和经济评价等。本工程我院负责(fz)的外部接口范围(fnwi)包括：脱硫系统、空冷系统(xtng)、铁路接轨等。2.3 主要(zhyo)设计原则 2.3.1 认真贯彻执行国家有关的设计规程、规范和规定。2.3.2在设计中尽量采用国内、外先进技术，提高能源利用率，节约能源和水源。2.3.3 扩建2300M

6、W亚临界、一次中间再热、直接空冷凝式汽轮发电机组，配1065 t/h亚临界、中间再热、自然循环汽包锅炉。2.3.4 输煤系统按 2300MW机组考虑，所需燃煤中 135.5 万吨/年采用火车运输，厂内设置火车卸车装置；22 万吨/年采用汽车运输。不设汽车卸车装置。2.3.5 锅炉补给水处理系统容量按280 m3/h设计。2.3.6 利用老厂现有的贮灰场，除灰渣系统的厂外灰渣运输方案采用汽车运输。锅炉下除渣采用刮板捞渣机上渣仓方案；除尘器下及省煤器下飞灰采用正压浓相气力除灰系统。2.3.7 工业用水水源采用乌拉特前旗西山嘴镇污水处理厂的再生水，废水深度处理设施，以满足电厂对水质的要求；生活用水和

7、备用水为拆除老厂一期的250MW机组后节余水。2.3.8 每台机组(jz)配一套空冷系统(xtng)，辅机冷却(lngqu)用水采用钢混结构的逆流式玻璃钢机力通风冷却塔二次循环制供水系统。2.3.9 电厂工业废水经处理后用于煤场喷淋、输煤栈桥(zhnqio)冲洗、部分脱硫系统补水、灰场喷洒等；生活废水经处理后用于厂区绿化，正常情况电厂不对外排水。2.3.10 机组采用分散控制系统（DCS），实现炉、机、电、空冷集中控制，两台机组在主厂房内设一个集中控制室。2.3.11 同步建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫设施。2.3.12 机组以220kV一级电压等级三回出线接入蒙西电网。2.3.13 电厂发电机

8、组年利用小时数为5500h。2.3.14 电厂投资估算为2003年价格水平。2.4 主机技术条件 2.4.1锅炉 制造商：哈尔滨锅炉厂有限责任公司 型式：亚临界参数、自然循环汽包锅炉。单炉膛型布置、一次中间再热、平衡通风、全钢构架悬吊结构、紧身封闭、固态排渣。过热蒸汽流量：1056 t/h 过热蒸汽出口(ch ku)压力：17.5MPa.g 过热蒸汽出口(ch ku)温度：540 再热蒸汽(zhn q)流量：872.12t/h 再热蒸汽进口(jn ku)压力：4.039MPa.g 再热蒸汽出口压力：3.839MPa.g 再热蒸汽进口温度：332.9 再热蒸汽出口温度：540 省煤器进口给水温度

9、：283.3 省煤器进口给水压力：19.4MPa.g 回转式空预器出口一次风温度：313 回转式空预器出口二次风温度：326 排烟温度（修正前）：130 排烟温度（修正后）：124 锅炉保证热效率(按低位发热量)：93.64%锅炉不投油最低稳燃负荷：35%BMCR 2.4.2 汽轮机 制造商：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司 型式：汽轮机为亚临界参数，中间一次再热、单轴两缸（高中压缸合缸）双排汽、直接空冷凝汽式。额定功率：300MW 主蒸汽压力：16.7MPa.a 主蒸汽温度：537 再热蒸汽(zhn q)温度：537 排汽压力(yl)：0.015 MPa.a（设计(shj)）0.030 MPa.a

10、（满发）0.0072 MPa.a（阻塞(zs)）旋转方向：顺时针方向(从汽轮机向发电机端看)给水温度（THA）：276 额定转速：3000r/min 设计汽温：15 2.4.3 发电机 制造厂：哈尔滨电机厂有限责任公司 型式：三相两极同步发电机，采用水氢氢冷却方式，励磁方式采用自并励静止励磁系统。最大连续容量：388MVA（功率因数0.85）额定容量：353MVA 额定功率：300MW 额定电压：20kV 额定功率因素：0.85（迟相）额定频率：50Hz 额定转速：3000rmin 相数：3 定子线圈接法：YY(出线端数目12个)短路比(保证值)：0.58 效率(xio l)(保证(bozhn

11、g)值)：98.85 2.5 主要系统(xtng)设计 2.5.1 燃烧(rnsho)及制粉系统 设计和校核煤种的煤质及灰成分分析见下表 项 目 单 位 设计煤种 校核煤种 收到基低位发热值 Qnet.v.ar kJ/kg 20223 19920 工业分析 收到基全水份 Mar%5.5 5.83 收到基灰份 Aar%28.09 28.41 项 目 单 位 设计煤种 校核煤种 干燥无灰基挥发份 Vdaf%31.38 31.49 空气干燥基水份 Mad%4.43 4.59 元素分析 收到基碳 Car%52.67 51.99 收到基氢 Har%3.22 3.19 收到基氧 Oar%8.43 8.52

12、 收到基氮 Nar%0.75 0.74 收到基硫 Sar%1.34 1.32 哈氏可磨性系数 HGI 73.31 73.11 冲刷磨损指数 Ke 0.77 0.78 综合着火指数 Rw 5.58 5.58 灰变形温度 DT（t1）1500 1500 灰软化温度 ST（t2）1500 1500 灰熔化温度 FT（t3）1500 1500 项 目 单 位 设计煤种 校核煤种 二氧化硅 SiO2%48.56 48.57 三氧化二铝 Al2O3%36.52 36.57 三氧化二铁 Fe2O3%3.75 3.73 氧化钙 CaO%1.72 1.76 氧化镁 MgO%1.49 1.49 氧化钾 K2O%1

13、.5 1.5 氧化钠 Na2O%0.54 0.55 三氧化硫 SO3%0.77 0.75 二氧化钛 TiO2%0.65 0.66 二氧化锰 MnO2%0.11 0.12 燃料(rnlio)消耗量如下：燃煤量（BMCR）设计煤种 校核煤种 一台炉 两台炉 一台炉 两台炉 小时燃煤量（t/h）143.23 286.46 145.41 190.82 日燃煤量（t/d）3151.06 6302.12 3199.02 6398.04 年燃煤量（104t/a）78.78 157.55 79.98 159.95 锅炉采用等离子点火(din hu)技术。采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机制(jzh)粉系统，每

14、台锅炉配五台中速磨煤机，其中四台运行一台备用。磨煤机密封系统采用每台锅炉配两台离心式密封风机。每台锅炉(gul)配五台电子称重式给煤机，与磨煤机相对应。每台锅炉配两台动叶可调轴流式送风机。每台锅炉配两台离心式一次风机。每台锅炉配两台静叶可调轴流式引风机。每台锅炉配置两台双室四电场静电除尘器。两台锅炉共用一套脱硫装置。两台锅炉共用一座烟囱。2.5.2 热力系统 主蒸汽、再热蒸汽、高压给水、主凝结水系统均采用单元制，主蒸汽、再热蒸汽管道的设计均采用 212（或 112）的布置方式，为满足起停和各种不同的运行方式，改善.机组启动性能。在主蒸汽及再热蒸汽系统上设有二级串联液动旁路系统。每台机组设正常工

15、况下二运一备。机组(jz)按“定滑定”的方式(fngsh)运行。采用一次再热系统(xtng)，三级高压加热器、一级除氧器和三级低压加热器组成七级回热系统。高压加热器疏水逐级自流进入除氧器，低压加热器疏水逐级自流进入排汽装置。除辅助蒸汽系统，主蒸汽、再热蒸汽、高压(goy)给水、主凝结水系统均采用单元制。主蒸汽及再热蒸汽系统上设高低压二级串联旁路系统。每台机组选用三台50容量的电动调速给水泵。每台汽轮机有七段非调整回热抽汽，即三台高压加热器，一台除氧器和三台低压加热器。除氧器为卧式无头内置式除氧器。每台汽轮机选用两台 100%容量凝结水泵，一套中压凝结水精处理装置。每台汽轮机设三台 100%水环

16、式真空泵，在机组启动时三台泵全部投入运行，机组正常运行时，一台运行两台备用。2.5.3 燃料及运输 扩建机组每年所需 157.6万吨燃煤中，海勃湾煤、乌达煤分别为 63万吨，温明矿煤、张家梁煤分别为 11万吨，内蒙古神华煤炭运销有限公司煤为 9.5 万吨，分别采用火车、汽车运输。海勃湾煤和乌达煤由火车运输，占电厂耗煤量的 86%，由煤矿装车后经包-兰铁路运至乌拉山车站，在车站交接后由电厂租用的机车送至电厂，运距约 300公里。温明矿煤、张家梁煤由汽车运输，占电厂耗煤量的 14%，汽车将煤直接卸入煤场，汽车运距约 150 公里。输煤系统(xtng)按容量2300MW机组(jz)设计。厂内火车卸车

17、设施(shsh)按螺旋卸车机、单线双缝式煤槽设计。缝式煤槽为 10.5 车位，有效(yuxio)长度 150 米，有效储量 1800吨。缝式煤槽上设四台截齿型螺旋卸车机，整列卸车时间为 2.6 小时。煤场贮煤量为 86000 吨，可供两台炉燃用 15 天。斗轮堆取料机运行方式为通过式，有效行程为 175 米。另配备三台推煤机和一台装载机，用于煤场的辅助作业。输煤系统设一级筛分、一级破碎；输煤系统为双路带式输送机，带宽为1.0米，带速为2.0m/s，出力600t/h，一路运行，一路备用。2.5.4 除灰、渣系统 除渣系统采用刮板捞渣机上渣仓方案；除灰系统采用正压浓相气力除灰系统；灰、渣均采用汽车

18、运输至灰场。2.5.5 化学水处理系统 污水深度处理系统采用氨吹脱-MBR法。锅炉补给水处理系统采用采用多介质过滤器+活性碳过滤器+反渗透预脱盐+一级除盐+混床系统。系统容量按 280 t/h 设计。凝结水精处理系统采用粉末树脂覆盖过滤器方案。2.5.6 电气系统 厂内建设 220kV 升压站，厂内出三回 220kV 线路，其中二回接至新建的前锋 220kV 变电所，一回为老厂改接至新厂。原老厂分别至前锋和包头的各二回 220kV 线路由老厂改出，在厂外实现对接，形成前锋至包头双回 220kV 线路。乌拉山老厂前锋变的 220kV 线路按导线型号的不同分成两部分，乌拉山老厂到乌拉山新厂线路利用

19、现有的旧线路，导线型号为 LGJQ-400，乌拉山新厂厂址到前锋变线路导线型号按 LGJ-2630 设计。高压(goy)厂用电采用6kV电压(diny)等级；低压(dy)厂用系统为380/220V；2.5.7 热工自动化 单元机组采用炉、机、电集中监控，两台(lin ti)机组在主厂房内设一个集中控制室。辅助车间设水、煤、灰（脱硫）三个独立的控制网络，实行分区域集中监控。2.5.9 供、排水系统 厂外生产供水输水管线敷设一根 DN350 的聚乙烯（PE）管，管线长10 公里，备用供水输水管线敷设两根 DN300 钢管，管线长 2.4 公里，厂区给水系统分为：生产给水系统、生活给水系统、消防给水

20、系统。扩建机组全年平均需水量为 317m3/h，折合到百万千瓦电厂耗水量指标 0.139m3/s.GW。2.5.9 消防系统 厂区设置消火栓和自动喷水灭火的水消防系统。主厂房内各配电间、UPS室、电缆夹层、保安段、汽机轴承、氢气置换装置及煤斗等区域采用低压二氧化碳灭火系统。主控室、计算机室、汽机及锅炉电子设备间 MIS 室、继电器室等区域采用七氟丙烷气体灭火系统。2.8.10 土建(t jin)建筑 主厂房建筑(jinzh)尺寸 项目 名 称 单位 本期参数 汽 机 房 柱距 m 9.0、12.0 本期柱距档数 档 15 跨度 m 32.0 两台机厂房长度 m 145.80 汽轮机中心距列 m

21、 13.0 运转层标高 m 12.60 天车轨顶标高 m 24.30 屋架下弦标高 m 28.60 煤 仓 间 跨度 m 13.50 两台机厂房跨度 m 145.80 输煤皮带层标高 m 32.50 输煤皮带间屋顶标高 m 46.35 锅 炉 房 两炉中心线 m 76.80 至距离 m 6.50 紧身封闭宽 m 33.60 至烟囱中心距 m 68.48 主厂房采用现浇钢筋混凝土结构。厂房横向由汽机房外侧柱、煤仓间框架形成主厂房框排架承重体系(tx)；厂房纵向汽机房外侧柱由梁柱及抗震支撑形成纵向框架结构，煤仓间纵向由梁柱形成纵向框架结构。汽机房外侧柱、煤仓间框架柱均采用矩形钢筋混凝土柱。汽机房屋

22、盖为钢屋架(wji)上铺钢筋混凝土大型屋面板。煤仓间各层楼面均采用现浇钢筋混凝土楼板（钢次梁抗剪连接件采用剪力栓连接）。厂区地质条件很差，上部主要是粉土及粉质粘土层，天然地基的承载力为 120kPa，下部主要为细砂层，且细砂层为中等液化土层。地基处理采用振冲碎石桩，和原土层组成复合(fh)地基，达到提高地基承载力，减少沉降减少固结沉降的目的。长桩桩径 1.1米，长桩桩长 1315 米，中间(zhngjin)插入短桩，短桩长 68米。地基处理(chl)后复合地基承载力为 250kPa。2.5.10 总平面(pngmin)布置 总平面布置按一厂两站建设考虑，在新征用扩建场地上建设 2 台300MW

23、机组和继续扩建 4 台 600MW机组进行规划。厂区由南向北采用升压站-主厂房-贮煤场的三列式布置格局，主厂房固定端朝西，扩建方向向东。主厂房布置在厂区中部，采用汽机房、除氧煤仓间、锅炉房三列式结构，除尘器、引风机间、烟囱、脱硫系统及干除灰系统依次布置在主厂房北侧。空冷设施及主变压器场地布置在主厂房 A列外，220kV 屋外配电装置布置在主厂房南侧。制氢站、辅机冷却塔、循环水泵房及循环水处理室布置在 220kV屋外配电装置西侧。其它辅助及附属建筑，如新建化学水处理室、水工建筑、燃油设施、材料库区及生产办公楼等布置在厂区西面。本期厂区用地 25.50公顷。3.技术先进性及技术创新 3.1 采用

24、PDMS 三维设计技术 施工图阶段我院在主厂房内采用 PDMS三维设计技术，通过土建施工和设备安装检验，基本没有发生大的管道、土建结构和电缆桥架的碰撞问题。3.2 优化设备(shbi)选型减少主厂房体积 本工程选择(xunz)无头式除氧器，该设备(shbi)具有除氧效果(xiogu)好、可靠性高、适应负荷变化能力强、检修维护方便、节能等优点，同时因为没有除氧头，降低了除氧煤仓间高度。3.3 采用等离子点火 为节约燃油以及等离子点火技术的日渐成熟，本工程在锅炉装设了等离子点火装置。第一台机组从锅炉点火开始就投入了等离子点火装置，截止168小时满负荷试运结束，等离子点火装置始终稳定运行，只消耗燃油

25、23吨。3.4 利用城市污水处理厂处理后的排放水作为电厂工业用水 电厂 2300MW机组年耗水量在 1000万立方米左右，无论是抽取地下水还是从江河湖泊取水，都是对宝贵水资源的攫取。而另一方面，随着呼和浩特城市规模的扩大，城市污水处理厂处理后的排放水大量外排，既污染了环境，又浪费了资源。为此我们设计上采用城市污水处理厂处理后的排放水作为电厂工业用水。3.5 优化用水措施 本工程设计采取以下节水措施，实现了废水零排放。（1）采用空冷燃煤机组，最大限度地节约了水资源。（2）本着节约用水，优水优用的原则，合理地采用循环回收重复使用的原则，使得有限的水量既能满足发电容量要求，又力求做到一水多用，从而真

26、正达到节水目的。（3）将输煤栈桥、卸煤沟、煤仓间以及转运站各处地面的冲洗水均排至煤水调节预沉池，经煤水处理设备处理后的澄清水，用泵提升后再回用至该系统循环、重复使用。（4）除灰系统(xtng)采用干除灰、渣方式，比水力除灰方式用水量大幅度减少。（5）加强电厂水务管理(gunl)，在主要生产系统进水排水管上设置计量仪表，以便于在生产运行过程中考核用水、排水指标；设置专门的水务管理机构，对全厂各生产系统用水进行管理和监督。4.设计(shj)技术水平 本工程各工艺系统的设计力求布置(bzh)考虑工艺要求，尽量缩短各类管道和电缆的长度。积极设计选用先进的设备，减少了主厂房及各类建构筑物的体积。采用各种

27、节水措施，提高水的重复利用率，正常情况下，外排水为零，使电厂的百万千瓦耗水指标低于部颁标准。不断优化总平面布置，使电厂的占地面积大大优于国家要求。电厂的工业补水采用乌拉特前旗西山嘴镇污水处理厂的再生水；汽轮机的排汽采用直接空冷系统冷却；锅炉烟气静电除尘器效率不小于99.7，且除尘器出口含尘浓度不高于 100mg/Nm3；烟气脱硫采用脱硫效率达 95%以上的石灰石石膏湿法烟气脱硫系统。上述设计方案，符合国家的产业政策和环保要求，有利于可持续发展，但也在一定程度增加了工程的投资。另外电厂设计期主要在 20032004年间，这期间正是我国电力建设高峰期，电厂的主机、辅机和各类材料都处在价格的高位。由

28、于上述因素，使得本工程投资略有增加，即便是在这种情况下，从本项目的财务评价看，电厂仍具有很强的竞争力。下面是反映我院设计技术水平的各项指标：4.1 总指标 发电工程静态投资：262196 万元 发电工程静态每千瓦(qinw)造价：4370 元/kW 发电(fdin)工程每千瓦土建投资：898元/kW 发电工程每千瓦设备(shbi)投资：2095 元/kW 4.2 总布置(bzh)指标 厂区总占地面积：70.60 公顷 本期工程厂区占地面积：25.50 公顷 本期工程厂区单位容量用地面积：0.386m2/kW 施工区占地面积：23 公顷 建筑系数：43 场地利用系数：68%厂区土石方工程量：挖方

29、工程量：0立方米 填方工程量：290000 立方米 厂区绿化系数：20%4.3 主厂房指标 每千瓦主厂房容积：0.59m3/kW 每千瓦主厂房面积：0.022m2/kW 每千瓦主厂房造价：179.26 元/kW 每千瓦主厂房的：钢材消耗量：0.017t/kW 木材消耗量：0.00052m3/kW 水泥消耗量：0.0325t/kW 4.4 运行(ynxng)指标 全厂热效率：39.94%发电(fdin)标准煤耗率：308g/kW.h 全厂厂用电率：8.96 本期电厂定员(dngyun)：315 人 每万千瓦容量(rngling)的发电厂人员数：5.25 每百万千瓦容量耗水量：0.139 m3/G

30、WS 年利用小时数：5500 h 5.设计质量 我院出版的乌拉山电厂三期工程设计文件，符合国家的产业政策和可持续发展理念，内容严格执行了国家有关的设计规程、规范和规定；各阶段设计文件全部通过了国家电力公司电力规划设计总院组织的审查；各阶段设计文件的内容深度符合电力工业行业标准。在投资方面做到了预算小于概算，概算小于估算。经统计，在工程建设期间我院各专业共出设计变更通知单 178 份，根据业主要求共出变更设计通知单 45份，未发生重大原则性设计变更，也未因设计原因发生重大质量事故。为此北方联合电力有限责任公司、乌拉山电厂、各施工单位、施工监理单位、调试单位都对我院的设计工作给于了高度的评价和肯定

31、，目前两台机组都进入了长周期满负荷运行阶段，已经给投资方带来了很好的经济效益，同时也为国家的能源发展作出了贡献。6.控制投资情况 6.1 我院完成(wn chng)的本工程(gngchng)可行性研究收口投资(tu z)估算（2003 年水平(shupng)）为：工程静态投资：266047 万元 工程动态投资：279126 万元 工程项目计划总资金：279972万元 6.2 国家发改委核准本工程的批复投资（2003年水平）为：工程静态投资：26.6 亿元 工程动态投资：27.9 亿元 6.3 我院完成的本工程初步设计投资概算（2004年水平）为：发电工程静态投资：262196 万元 发电工程动

32、态投资：292401 万元 工程项目计划总资金：293247万元 6.4 我院完成的本工程执行概算投资（2004年水平）为：工程静态投资：269840 万元 工程动态投资：284750 万元 工程项目计划总资金：285596万元 内容摘要 （1）乌拉山电厂三期工程 设计情况简介 内蒙古电力勘测设计院 2007年 2 月呼和浩特 目 录 1.工程概况（2）2.3.2 在设计中尽量采用国内、外先进技术，提高能源利用率，节约能源和水源（3）2.3.4 输煤系统按 2300MW机组考虑，所需燃煤中 135.5 万吨/年采用火车运输，厂内设置火车卸车装置（4）温明矿煤、张家梁煤由汽车运输，占电厂耗煤量的 14%，汽车将煤直接卸入煤场，汽车运距约 150公里（5）缝式煤槽为 10.5 车位，有效长度 150 米，有效储量 1800 吨（6）第一台机组从锅炉点火开始就投入了等离子点火装置，截止 168小时满负荷试运结束，等离子点火装置始终稳定运行，只消耗燃油 23 吨