国家电力投资集团公司火电工程设计优化指导意见

集团公司火电工程设计优化指导意见为在火电厂设计中引入核文化理念，进一步提高集团公司火电工程设计水平，全面提升火电厂全生命周期效益最大化，有效落实“平安可靠、成熟先进、造价合理、节能环保〞的原那么，集团公司结合当前国家火电产业政策及火电装备技术情况，对火电工程设计优化提出如下指导意见。一、优化选择机组参数，确保具有竞争优势〔一〕纯凝发电机组应选择66万千瓦和100万千瓦超超临界机组。当采用W火焰锅炉时，可选择超临界机组。煤源稳定地区超超临界机组主机参数选择28MPa/600℃/620℃，其它地区选择28MPa/600℃/610℃，新疆等低煤价地区当采用66煤源稳定的高煤价地区，经集团公司同意可采用超超临界二次再热系统，主机参数选择31MPa/600℃/620℃/〔二〕热电联产机组应选择背压机组或35万千瓦超临界抽凝机组。选择背压热电联产机组，应结合单机容量优先采用高温高压及以上参数。常住人口50万以下城市，采暖型供热机组宜选择背压机组；常住人口50万以上城市，优先选择背压机组，也可选择2×35万千瓦抽凝机组。中选择2×35万千瓦抽凝机组，采暖期热电比应不低于80%。二、准确提供煤质资料根底数据〔三〕火电厂设计煤种和校核煤种的煤质资料须经二级单位确认后，才能作为主、辅机招标和工程设计的依据。设计煤种和校核煤种的煤质数据及常规化验分析工程应符合集团公司《火电工程设计控制标准》中的规定。〔四〕设计煤种应为机组投运后主要燃用煤种，校核煤种应起到对锅炉及其辅机设备具有校核的作用，与设计煤种应有一定差异，但偏差值不应超过附表1的规定。设计煤种和校核煤种采用多煤种时，煤样来源不宜超过3个矿区。进行混合煤样常规分析时，应对单煤样和混合煤样分别进行化验分析，然后按规定的各单煤样收到基混合比加权计算工业分析、发热量、元素分析各项成分及参数以核对混合煤样的准确性。三、合理选择高效低耗、成熟先进设备〔五〕应根据厂址所在地区水资源状况合理选择湿冷机组或空冷机组。空冷机组优先选择外表式凝汽器间接空冷机组，严寒地区防冻不能满足要求时可选择直接空冷机组。深入开展宽负荷和深度调峰机组研究，供热电厂应进行设置储热设施作为调峰手段的研究。〔六〕锅炉BMCR〔锅炉最大连续出力〕工况的蒸发量应与汽轮机VWO〔阀门全开〕工况的主蒸汽流量一致。对66万千瓦和100万千瓦机组，汽轮机VWO工况的主蒸汽流量宜为TMCR〔汽轮机最大连续出力〕工况的1.03倍。〔七〕燃用烟煤锅炉效率不低于94％，燃用贫煤锅炉效率不低于93％，燃用褐煤锅炉效率不低于92％，燃用无烟煤锅炉效率不低于91％，CFB锅炉效率不低于90％。采用低氮燃烧技术，当燃用烟煤和褐煤时，锅炉省煤器出口NOx〔含氧量6％标况下〕排放浓度宜控制在180～260mg/Nm3；当燃用低挥发份贫煤时，宜控制在400mg/Nm3内；W火焰炉宜控制在700mg/Nm3内。空预器和锅炉四管泄漏监测装置应纳入锅炉招标范围。空预器密封应采用先进的漏风控制技术，空预器漏风率投产一年内应低于5%。四管泄漏监测装置测点数应能准确监测炉管泄漏。〔八〕湿冷机组汽轮机设计背压应根据水温条件、气象条件、冷却方式等因素合理确定。间接空冷机组汽轮机额定背压不宜高于10.5kPa(a)，直接空冷机组汽轮机额定背压不宜高于11kPa(a)。汽轮机设备的热耗率应低于附表2的规定。应采用平安可靠、节能高效的新型汽封，严格控制汽轮机汽封间隙，并增加启动碰磨控制程序。四、积极开展设备、系统优化和技术方案比拟〔九〕煤种适宜时，制粉系统应优先采用中速磨煤机。燃用低挥发份贫煤、无烟煤、磨损性很强〔Ke＞5〕的煤种，宜选用双进双出钢球磨煤机。燃用高水分〔外在水分Mf＞19%〕、磨损性不强的褐煤，宜选用风扇磨煤机。中速磨煤机应设置备用。在磨制设计煤种时，除备用外的磨煤机总计算出力应不小于锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的110%；在磨制校核煤种时，全部磨煤机的总计算出力应不小于锅炉最大连续蒸发量时的燃煤消耗量。双进双出钢球磨煤机不设置备用。在磨制设计煤种时，磨煤机总计算出力应不小于锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的115%；在磨制校核煤种时，应不小于锅炉最大连续蒸发量时的燃煤消耗量。〔十〕三大风机均采用2×50％容量动叶可调轴流式风机，风量、温度和风压裕量执行《大中型火力发电厂设计标准》规定的下限。脱硫增压风机和引风机合并设置。引风机应采用横向布置〔相对主厂房〕。当引风机采用小汽机驱动方案时，应进行专题研究。35万千瓦供热机组一次风机、35万千瓦CFB机组一、二次风机也可采用离心式风机加变频技术。〔十一〕采用烟气余热梯级利用。当设置一级低温省煤器时，宜布置在电除尘器前，回收的热量加热凝结水；当设置二级低温省煤器时，应分别布置在除尘器前和引风机后、脱硫装置前，高品质余热加热凝结水，低品质余热加热空预器入口一、二次冷风。积极探索采用烟水复合余热回收系统。〔十二〕除尘设备应与脱硫设备统筹考虑。当采用脱硫除尘协同处理系统时，干式除尘器出口粉尘浓度宜控制在20～30mg/m3。干式除尘器应优先选择静电除尘器。静电除尘器电源应选择高频电源。干式静电除尘器前设置有低温省煤器时，应根据入口烟气温度选择低温干式静电除尘器或低低温干式静电除尘器。当采用布袋或电袋除尘设备时，低温省煤器应布置在除尘器后。采用湿式电除尘技术应进行专题论证。〔十三〕66万千瓦和100万千瓦机组采用一炉一个排烟内筒，35万千瓦机组采用二炉合用一个排烟内筒。烟囱出口烟气流速宜为18～20m/s。烟囱防腐可选择钢内筒内衬APC杂化聚合物、钢内筒内衬进口玻璃砖、钛钢复合板、玻璃钢四种类型通过共同竞标确定。烟道宜采用圆形烟道。〔十四〕锅炉点火装置推荐选择气化小油枪微油点火或等离子点火方式。采用节油点火系统的新建电厂，100万千瓦机组油罐容量宜为2×300～500m3；66万千瓦机组宜为2×200～300m3；35万千瓦机组宜为2×100～200m3。扩建电厂原那么上不再增建油罐。供、卸油泵宜优先采用离心油泵。供油泵宜采用2台。燃油按汽车运输考虑，原那么上设置1台卸油泵作为油罐车辆无法满足卸油要求时的备用。〔十五〕启动锅炉优先采用燃油快装炉，鼓励采用移动式燃油快装炉。严寒地区启动锅炉应与施工用汽锅炉结合考虑，采用燃煤炉。35万千瓦供热机组非采暖区及过渡区宜选择1×20t/h，采暖区宜选择2×20t/h或1×35t/h。66万千瓦机组非采暖区及过渡区宜选择1×35t/h，采暖区宜选择2×35t/h或1×50t/h。100万千瓦机组非采暖区及过渡区宜选择1×50t/h，采暖区宜选择2×35t/h～2×50t/h〔第一台机组冬季启动时采用上限〕或1×65t/h。当采暖区采用1台启动锅炉时需考虑启动锅炉的可靠性和稳定性。〔十六〕66万千瓦和100万千瓦机组应选择8级或9级回热系统，并设置3号高加外置式蒸汽冷却器。是否设置0号高加，应视具体工程确定。宜采用邻炉加热给水技术。〔十七〕35万千瓦供热机组应选择2×50％容量汽动给水泵；66万千瓦机组应优先选择1×100％容量汽动给水泵；100万千瓦机组给水泵选型应进行专题研究。前置泵宜采用给水泵汽轮机同轴驱动。扩建电厂不宜设电动启动给水泵。间接空冷机组给水泵汽轮机排汽直接排入主机间冷塔。66万千瓦和100万千瓦直接空冷机组给水泵汽轮机排汽可排入单独设置的空冷塔或机力塔，35万千瓦供热机组宜直接排入主机直冷装置。〔十八〕主蒸汽、再热蒸汽〔热段〕管道宜采用弯管以降低管道阻力，弯管半径宜大于3倍的管道内径。超临界机组P91管材可采用国产材料。〔十九〕进行冷端优化计算时，应根据历年月平均水温或气象条件，结合汽轮机特性和系统布置进行优化计算，以确定最正确的汽轮机设计背压、凝汽器面积、冷却塔面积、冷却水量、循环水泵和进排水管沟的经济配置。年总费用差距不大或投资回收年限在6～8年内时，应优先考虑低背压、冷却系统低功耗方案。〔二十〕66万千瓦和100万千瓦机组可采用侧煤仓或前煤仓布置，35万千瓦供热机组宜采用前煤仓布置。同容量扩建工程主厂房布置应采用与老厂主厂房相同的布置格局。〔二十一〕220kV配电装置宜采用双母线接线；330kV、500kV配电装置宜采用3/2断路器接线；750kV、1000kV配电装置的接线方式应专题论证。配电装置的型式应优先选择敞开式中型布置，当场地条件或电厂所在环境条件受限时可采用GIS。主变压器优先选用三相变压器。当运输条件受限选择单相变压器时，经集团公司同意，4台及以上机组可设置一台备用相。〔二十二〕厂内有220kV及以下电压等级配电装置时，启动/备用电源直接从配电装置母线引接。出线为500kV〔330kV〕一级电压且厂内没有更低一级电压时，启动/备用电源采用由500kV〔330kV〕配电装置经一级降压引接；出线为1000kV〔750kV〕一级电压且厂内没有更低一级电压时，启动/备用电源可采用由1000kV〔750kV〕配电装置经两级降压引接。是否设置发电机出口断路器应进行专题论证。35万千瓦机组高压厂用电宜采用6kV一级电压。66万千瓦和100万千瓦机组高压厂用电宜采用6kV或10kV一级电压。〔二十三〕运煤系统应根据电厂规划容量和本期建设规模统一规划，分期实施。除北方寒冷地区外，其它地区输煤栈桥推荐采用仅对输煤皮带进行封闭。铁路来煤应优先采用翻车机卸煤，耗煤量300t/h～450t/h时宜采用一台单车翻车机；耗煤量450t/h～850t/h时宜采用两台单车翻车机，也可采用一台双车翻车机；耗煤量大于1000t/h时可采用两台双车翻车机。矿、路、电产业链一体化工程有条件时可采用边走边卸底开门车。汽车运输来煤量到达60万吨/年及以上时，可设置汽车卸煤沟；缺乏60万吨/年可设置地下煤斗或直接卸入煤场。水路运输码头卸船机宜采用桥式抓斗卸船机。一个泊位宜设置2台卸船机，卸船机出力根据船型、运量等情况确定。坑口电厂采用皮带运煤进厂，电厂不设煤场，厂外皮带应采用双路布置；电厂设有煤场或其它备用措施，厂外皮带应采用单路布置。五、切实提高自动化控制水平，实现减人增效〔二十四〕应采用炉、机、电、网集中控制方式，满足炉、机、电全能值班运行的要求。辅助车间〔系统〕宜采用集中控制方式，与机组合用集中控制室，就地水、灰区域仅设置用于启动调试和事故处理用的本地上位机，正常运行时在集中控制室实现辅助车间系统全能值班运行模式。当输煤系统比拟复杂时，输煤控制系统可单独设置。集中控制室应引入核电厂控制室设计理念，表达人性化特点，布置应紧凑合理。〔二十五〕每台机组设置一套分散控制系统〔DCS〕，并设置DCS公用控制网络，通过任一台机组DCS的操作员站对公用系统设备进行监控，并有相应闭锁措施，确保任何时候只能接受一台单元机组DCS发出的操作指令。辅助车间控制宜采用与机组DCS相同的控制系统。脱硫、脱硝单元局部宜纳入机组DCS，公用局部纳入机组DCS公用网。当脱硫、脱硝为特许权经营时，可单独设置控制室。〔二十六〕燃机机组应设置自启停系统〔APS〕。鼓励66万千瓦和100万千瓦机组设置机组自启停系统〔APS〕。当采用自启停系统〔APS〕时，应提出为实现自启停系统〔APS〕功能的组织措施、技术措施和具体方案。推荐全厂现场总线和数字化电厂设计。〔二十七〕入厂煤计量、采样、制样、存样、化验等全流程作业宜采用智能化管理，实现计量无人值守及煤样自动采集、自动制备、自动转运、自动存查和化验数据自动上传等功能。入厂煤采样、制样、存样、化验宜集中布置，形成一体化布局，降低煤样转移时带来的附加本钱及管控风险。〔二十八〕入炉煤计量应配备电子皮带秤计量装置，并配备循环链码或实物秤校验装置。入炉煤采样必须配备满足全断面随机采样要求的机械化采制样装置，同时入炉煤必须配备满足制样要求和入炉需检测化验指标要求的设备和仪器。当入厂煤全流程作业采用智能化管理时，入炉煤化验宜与入厂煤合并设置。〔二十九〕设置燃料管理信息系统。燃料管理信息系统应能够采集所有与现场有关的数据，监控入厂煤运输、入厂和入炉煤计量、采制化现场以及煤场作业情况，实现燃料方案调运、合同结算、统计分析、煤场掺配等相应管理和燃煤验收入厂到入炉全流程的自动化、数字化及无人值守管理。燃料管理信息系统应与厂级信息管理系统有接口连接。燃料计量、采制样、化验仪器和煤场等设施〔备〕应执行集团公司《燃煤设施〔备〕配备要求及验收管理工作评价细那么》相关规定。〔三十〕应设置厂级信息系统，包括生产监控信息、管理信息、视频监视、视频会议和门禁管理等功能。管理信息系统包括工程建设智慧化管理信息系统和生产期管理信息系统。工程建设智慧化管理信息系统应包括全体基建人员根本信息和平安考核信息等，基建视频监视系统应能直观地监视施工现场，并将监视信息上传至相关单位。视频监视系统包括全厂生产视频监视系统〔含脱硫和输煤系统〕、安保系统〔含生活区〕、工程建设智慧化管理系统视频监视局部和燃料管理信息系统视频监视局部，一般配置220～320点。门禁管理系统的应用范围可结合视频监视系统综合考虑，全厂宜按80～100点设置。六、严格执行环保标准，奉献绿色能源〔三十一〕新建燃煤电厂均应按超低排放标准设计。烟囱出口烟气粉尘排放浓度低于5mg/Nm3、二氧化硫排放浓度低于35mg/Nm3、氮氧化物排放浓度低于50mg/Nm3、汞及其化合物排放浓度低于0.03mg/Nm3。〔三十二〕脱硫工艺应首选石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉配一座脱硫吸收塔。脱硫吸收塔应对称布置在烟囱中心线两侧。脱硫塔空塔烟气流速宜控制在3.5m/s，最高不大于4.0m/s。外购石灰石块时，吸收剂制备宜采用湿磨制备系统。〔三十三〕全烟气脱硝应考虑全负荷脱硝。脱硝工艺应采用选择性催化复原〔SCR〕工艺。新建电厂选择尿素作为复原剂，尿素采用水解法。脱硝效率低于85%，催化剂层数宜按2+1层设计；脱硝效率大于85%，催化剂层数宜按3+1层设计。催化剂型式宜选择蜂窝型。脱硝装置的性能应保证氨逃逸浓度低于2.5mg/m3，SO2/SO3转化率不大于1%。〔三十四〕锅炉底渣采用湿式刮板捞渣机输送至渣仓的机械除渣系统方案或采用风冷式干除渣系统，塔式锅炉底渣应采用湿式除渣系统。省煤器、除尘器及脱硝装置灰斗飞灰采用正压气力输送系统集中送至灰库方案。除灰系统出力按不低于锅炉BMCR工况燃用设计煤种时排灰量的150%或燃用校核煤种时排灰量的120%两者取大值。石子煤处理系统采用密封式活动石子煤斗加电瓶叉车转运方案。〔三十五〕正常运行时，工业废水和生活污水经处理后全部回用；机组启动或酸洗时，暂时不能回用的废水可利用电厂非正常性废水储存池临时存储后逐步处理后回用。积极探索研究利用烟气余热蒸发结晶处理脱硫废水技术，努力实现废水零排放。〔三十六〕通过选用低噪声设备，采用隔声、吸声、隔振等措施，减少工程所产生的噪声对环境的影响。厂界噪声应满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》的要求。七、认真贯彻节约资源，建设集约型火电厂〔三十七〕应选用有实际运行业绩、能耗低、运行平安可靠、技术成熟的设备及节能机电产品。设备选型时，应将能耗作为选择的重要依据。机组的发〔供〕电标准煤耗和厂用电率应不高于附表3的规定。〔三十八〕火电厂用水应本着节约用水、一水多用、循环使用和回收利用的原那么。火电厂淡水耗水指标应符合附表4的规定。〔三十九〕应优化厂区总平面及竖向布置，切实做到节约用地，合理控制工程用地。功能相近的设备和系统应集中布置，做到功能分区明确、系统连接简捷。冷却塔宜靠近汽机房布置。检修维护间宜与材料库联合建设；生产行政办公用房可与金属、电气、仪控试验室、环境及劳动平安和职业卫生监测站合并建设。有氢源的地区，厂内不设制氢站。厂区用地应在国家标准《电力工程工程建设用地指标》的根底上节约5%以上。〔四十〕认真落实灰渣和脱硫石膏综合利用途径。电厂灰场宜按事故备用灰场设计，容量宜按储存灰渣及脱硫石膏1年左右考虑。八、加强设计管理，确保设计指标达先进水平〔四十一〕积极推行优化设计，合理确定设备裕量或备用系数，力求各项设计指标到达国内先进水平。应推行限额设计，可行性研究报告确定的估算是工程设计的限额。〔四十二〕积极应用成熟的新技术、新工艺、新设备、新材料。新设备、新材料必须经权威部门鉴定并出具了鉴定意见前方可应用。设计优化应阐述新设备、新材料技术上的先进性、经济上的合理性以及在其它工程应用情况和在本工程应用的可能性和优越性。〔四十三〕严格设计变更审批。各二级单位应根据总部权力清单〔A版〕制定设计变更审批制度。设计变更如涉及其它工程相应修改时，应同时进行综合研究，统一提出设计变更申请。发电企业未来的竞争是本钱的竞争。深入开展设计优化工作，对合理控制工程投资，降低本钱具有重要意义。集团公司将提出《火电工程设计导那么》和集中控制室等相关专题的典型设计，进一步细化和标准设计标准化，为火电工程设计提供依据。各有关单位应高度重视，共同推进火电工程设计优化工作，确保机组投产时，各项技术指标和性能参数到达先进水平。附表1设计煤种与校核煤种各参数偏差控制范围设计煤种Vdaf%校核煤种Aar偏差%Mar偏差%Qnet，ar偏差%ST偏差%HGI哈式可磨性偏差%无烟煤7～15±4±3±10-8±40贫煤12～25±5±3低挥发分烟煤18～35±5±4高挥发分烟煤25～40+5～-10±4褐煤>35+20+10～-30+10～-12说明：挥发分为校核煤种实际数据；灰分、水分为校核煤种与设计煤种的绝对偏差；发热量、ST、HGI为校核煤种与设计煤种的相对偏差。附表2汽轮机热耗率指标表序号机组类型机组类型特点热耗率〔kJ/kWh〕备注11000MW超超临界1湿冷28MPa/600℃/620℃-4.9kPa〔9级回热〕7250汽泵间冷28MPa/600℃/620℃-10.5kPa〔8级回热〕7530汽泵直冷28MPa/600℃/620℃-13kPa〔8级回热〕7590汽泵21000MW超超临界2湿冷28MPa/600℃/610℃-4.9kPa〔9级回热〕7265汽泵间冷28MPa/600℃/610℃-10.5kPa〔8级回热〕7545汽泵直冷28MPa/600℃/610℃-13kPa〔8级回热〕7605汽泵3660MW超超临界1湿冷28MPa/600℃/620℃-4.9kPa〔9级回热〕7300汽泵间冷28MPa/600℃/620℃-10.5kPa〔8级回热〕7585汽泵直冷28MPa/600℃/620℃-13kPa〔8级回热〕7660汽泵4660MW超超临界2湿冷25MPa/600℃/600℃-4.9kPa〔8级回热〕7390汽泵间冷25MPa/600℃/600℃-10.5kPa〔7级回热〕7730汽泵直冷25MPa/600℃/600℃-13kPa〔7级回热〕7790汽泵5660MW超临界〔W火焰炉机组〕湿冷24.2MPa/566℃/566℃-4.9kPa〔8级回热〕7550汽泵间冷24.2MPa/566℃/566℃-10.5kPa〔7级回热〕7870汽泵直冷24.2MPa/566℃/566℃-13kPa〔7级回热〕7930汽泵6350MW超临界〔旋转隔板、纯凝工况〕湿冷24.2MPa/566℃/566℃-4.9kPa〔8级回热〕7770汽泵间冷24.2MPa/566℃/566℃-12kPa〔7级回热〕8150汽泵直冷24.2MPa/566℃/566℃-13kPa〔7级回热〕8180汽泵7350MWCFB超临界〔纯凝机型、湿冷〕24.2MPa/566℃/566℃-4.9kPa〔8级回热〕7570汽泵说明：〔1〕汽泵--给水泵采用小汽轮机驱动；电泵--给水泵采用电动机驱动。给水泵汽驱〔凝汽式〕比电驱热耗高～2.0%，给水泵以及给水泵汽轮机1%效率影响2.5kJ/kWh。湿冷机组小汽轮机按湿冷；间冷机组小汽轮机按间冷；直冷机组小汽轮机按间冷或直排大机直冷。上述热耗率按电动引风机计，引风机汽驱〔凝汽式〕比电驱热耗高～1.2%。〔2〕工程具体背压值经冷端参数优化确定，上述热耗率按汽轮机THA工况选取，不同的汽机背压下的热耗值应根据具体工程各汽轮机制造商提供的《汽机背压－热耗修正曲线》进行比例换算。可按背压下降1KPa热耗值下降30kJ/kWh～36kJ/kWh估算。〔3〕上述热耗率未考虑外置式蒸汽冷却器及低温省煤器。采用1级高加外置式蒸汽冷却器热耗可下降12～15kJ/kWh；低温省煤器烟气下降10℃对于热耗下降9kJ/kWh～11kJ/kWh。〔4〕主蒸汽压力提高1MPa，机组热耗率就可下降0.13％～0.15％。主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25％～0.30％。再热蒸汽温度每提高10℃,机组的热耗率就可下降0.16％～0.20％。主汽压降下降1%影响热耗3kJ/kWh。再热系统压损每降低1%,汽轮机热耗可降低0.078%。回热级数1级影响热耗10kJ/kWh～12kJ/kWh。〔5〕350MW超临界〔供热〕机组的热耗率为供热机组纯凝工况的热耗率。供热机组根据不同的供热量和供热汽源参数，机型有所不同(如叶片高度、旋转隔板、中压缸连通管蝶阀等〕，热耗值差异较大〔可达100kJ/kWh～200kJ/kWh〕，上表中给出的为较大值。附表3汽轮发电机组发〔供〕电标准煤耗指标和厂用电率表序号机组类型机组类型特点发电标煤耗〔g/kWh〕供电标煤耗〔g/kWh〕厂用电率(%〕备注11000MW超超临界1湿冷28MPa/600℃/620℃-4.9kPa〔9级回热〕266.2278.44.4汽泵间冷28MPa/600℃/620℃-10.5kPa〔8级回热〕276.5289.24.4汽泵直冷28MPa/600℃/620℃-13kPa〔8级回热〕278.7292.74.8汽泵21000MW超超临界2湿冷28MPa/600℃/610℃-4.9kPa〔9级回热〕266.7279.04.4汽泵间冷28MPa/600℃/610℃-10.5kPa〔8级回热〕277.0289.84.4汽泵直冷28MPa/600℃/610℃-13kPa〔8级回热〕279.2293.34.8汽泵3660MW超超临界1湿冷28MPa/600℃/620℃-4.9kPa〔9级回热〕268.0281.04.6汽泵间冷28MPa/600℃/620℃-10.5kPa〔8级回热〕278.5292.24.7汽泵直冷28MPa/600℃/620℃-13kPa〔8级回热〕281.3296.75.2汽泵4660MW超超临界2湿冷25MPa/600℃/600℃-4.9kPa〔8级回热〕271.3284.44.6汽泵间冷25MPa/600℃/600℃-10.5kPa〔7级回热〕283.8297.84.7汽泵直冷25MPa/600℃/600℃-13kPa〔7级回热〕286.0301.75.2汽泵5660MW超临界〔W火焰炉机组〕湿冷24.2MPa/566℃/566℃-4.9kPa〔8级回热〕283.2296.94.6汽泵间冷24.2MPa/566℃/566℃-10.5kPa(7级回热295.2309.84.7汽泵直冷24.2MPa/566℃/566℃-13kPa〔7级回热〕297.5313.85.2汽泵6350MW超临界〔旋转隔板、纯凝工况〕湿冷