岳阳电厂三期生产准备大纲审批稿090826.doc

封面华能岳阳电厂三期2600MW扩建工程生产准备大纲 华能岳阳电厂三期生产准备工作组编写2009.07编委会主任 ：张建林编委会副主任 ：尹开颜 郝明波编委会成员 ： 李海滨 李 选 阮 琪 郑伟德邓小波 李 岳 刘文华 易伟峰胡曼君 陈关云 彭新龙 黎 明胡跃平 丁跃进 李佐光 何长庚范满圆 赖 敏 许文辉 刘立红陈 龙 胡照宇 罗 谦 张丛星郭世凡 前 言华能岳阳电厂三期扩建工程为2600MW超超临界燃煤发电机组，同步建设脱硫、脱硝设施，计划于2010年双投。本工程由中南电力设计院设计，三大主机设备分别由哈尔滨锅炉厂、哈尔滨汽轮机厂、哈尔滨电机厂生产。华能岳阳电厂三期扩建工程全面贯彻华能“三色”公司理念，坚持高质量、高速度、低造价建设方针，是国内第一家取消脱硫烟气旁路的电厂，是湖南省首台在建超超临界燃煤发电机组，具有机组容量大、排放小、能耗低、效率高的优势，机组投产后在电力市场竞争中将具有较强的竞争力，是我厂未来生存与发展的希望所在。华能岳阳电厂三期扩建工程在设计上进行了全面优化，在控制系统的设计上采取了集中控制方式。电厂三期生产管理立足于人员精干高效，运行集控全能值班，机组检修要求状态检修与计划检修相结合，预知检修与定期检修相结合。脱硫系统采取特许经营模式。实施管理专业化、标准化，保障社会化、契约化，使新机组投产后能够安全、稳定运行，达到设计性能，体现预期的社会价值和商业价值。三期生产准备大纲是整个生产准备阶段的指导性文件，是实现人力资源与生产资源有机整合的基本纲要。本大纲根据华能国际电力股份有限公司生产准备工作管理办法编写。为了创建三期“精品工程”、“金奖工程”，华能岳阳电厂三期生产准备分为五个阶段：认知阶段、人员准备阶段、技术准备阶段、设备安装监检阶段、分部试运整组启动阶段。需要完成四项主要任务：生产人员准备、技术准备、物资准备、市场营销准备。坚持“三高”原则：高标准、高质量、高水平完成生产准备每个阶段各项任务。采取两项主要措施：一是全员、全方位、全过程参与；二是落实“三责”，强化责任心、责任制、责任落实。实现一个目标：零缺陷启动、无尾工交接，实现达标投产。目录封面1前 言3目录4第一篇 总 则6第一章 工程概况6第一节 主设备选型6第二节 公用系统13第三节 与一、二期系统联系20第二章 生产管理模式21第一节 现有生产管理模式概况21第二节 三期投产后全厂生产管理模式22第三章 岗位设置23第一节 三期岗位设置原则与依据23第二节 三期运行岗位定员23第三节 参加三期培训岗位24第四章 生产准备总体目标26第二篇 生产准备管理制度27第一章 生产准备制度27第二章 厂内培训制度29第三章 厂外培训制度30第四章 生产准备费用管理制度31第三篇 生产准备33第一章 人员准备33第一节 生产人员组织33第二节 生产管理及专业技术人员培训34第三节 运行岗位人员培训35第四节 检修岗位人员培训36第二章 技术准备37第一节 技术准备需要完成的重点工作37第二节 技术准备具体要求37第三章 物资准备39第一节 物资准备的重点工作39第二节 物资准备具体要求39第四章 生产管理信息化系统准备40第一节 生产管理信息化系统准备重点工作40第二节 生产管理信息化系统准备实施安排40第五章 电力市场营销准备41第四篇 现场安装调试试运与机组整组启动43第一章 设备安装监检43第一节 设备安装期间监检主要任务43第二节 监检工作程序44第三节 监检工作中责任的落实与考核44第二章 分部试运45第一节 分部试运要求45第二节 分部试运应具备的条件47第三章 设备代管47第一节 设备（系统）代管的必备条件47第二节 设备（系统）代管程序48第三节 代管系统区域的管理规范48第四节 相关单位、部门职责49第四章 整组启动50第一节 整组启动应具备的条件51第二节 整组启动阶段的主要工作51第五篇 生产准备工作总结53第一章 机组安全性评价53第二章 达标投产53第一节 达标投产考核期间的工作要求54第二节 达标投产准备56第三节 资料移交57第四节 实施计划58第六篇 生产准备任务书60第一章 生产准备机构及人员准备60第二章 技术准备任务书60第三章 厂外培训任务书61第四章 现场监检安装调试任务书63第五章 分部试运/整组启动任务书64附件： 生产准备费用预算65第一篇 总 则第一章 工程概况华能岳阳电厂位于湖南省岳阳市城陵矶东北面。三期扩建工程拟扩建两台国产600MW超超临界燃煤发电机组，技术指标先进，供电煤耗288克/千瓦时，厂用电率4.8%，同步建设脱硫、脱硝设施，脱硫、脱硝均取消烟气旁路。本期工程扩建厂址位于二期工程东北面，厂址区域地形平坦，一部分为二期工程已整平的施工用地，一部分为老厂已填满的灰场。本期工程采用一次循环供水系统，循环水取自长江。华能岳阳电厂三期扩建工程由华能国际电力股份有限公司投资建设，计划2010年实现双投。本工程由中南电力设计院设计，三大主机设备分别由哈尔滨锅炉厂、哈尔滨汽机厂、哈尔滨电机厂供货。第一节 主设备选型1.锅炉部分：1.1 锅炉型式及制造厂家：锅炉为超超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、墙式切圆燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。锅炉最大连续蒸发量：1795t/h。锅炉出口蒸汽参数：26.15MPa(g)/605/603，哈尔滨锅炉厂生产。1.2 磨煤机：5台北方重工集团有限公司沈重电站设备分公司生产的MGS4360双进双出钢球磨煤机。1.3 空气预热器：2台三分仓受热面回转式空气预热器（哈锅配套）。1.4 捞渣机：1台配2个脱水渣仓的刮板式捞渣机（青岛四洲）。1.5 静电除尘器：2台双室四电场静电除尘器（浙江天洁集团）。1.6 给煤机：10台皮带称重式给煤机（沈阳施道克）1.7 送风机：2台单级叶轮GU15040-01动叶可调轴流式送风机（成都凯凯凯电站风机有限公司）1.8 一次风机：2台双级叶轮GU23232-22动叶可调轴流式送风机（成都凯凯凯电站风机有限公司）1.9 引风机： 2台动叶可调轴流风机，型号为HU26650-22，采用双级叶轮转子，转速745rpm，叶片数量222片（成都凯凯凯电站风机有限公司）。1.10 空气压缩机：共9台。厂用压缩空气系统为4台40Nm3级无油干螺杆式空压机（上海康普艾压缩机有限公司）。干灰输送系统为5台40Nm3级有油螺杆式空压机。1.11 除灰除渣方式炉底渣由装设在锅炉炉膛下部的一台水浸式刮板捞渣机连续将渣排出， 刮板捞渣机出力为8-40t/h， 底渣输至中转渣仓内缓冲贮存，经滤干后的渣用自卸汽车运至综合利用用户或贮灰场。从捞渣机溢流出的含渣水流入渣水坑，然后由渣水泵输送至高效浓缩机，经高效浓缩机（15m，出力为600 m3/h）处理后，溢流水排入贮水池（16.77m，容量为1000m3）进一步澄清，清除水中杂质，经过两级澄清的渣水由冲洗水泵升压后输送至锅炉房,供除渣系统重复使用。贮水池底部沉淀下来的的渣浆，由排浆泵通过管道输送至高效浓缩机；高效浓缩机底部的浓缩渣浆，由排浆泵通过管道输送至捞渣机再行脱水。每台炉设一套正压浓相气力输送系统，将省煤器灰斗、SCR灰斗及电除尘灰斗飞灰输送至灰库。飞灰输送系统出力为燃用设计煤种产灰量100%的裕量。两台炉共设3座灰库，1座原灰库，1座粗灰库，1座细灰库。每座灰库有效容积约2000米3。用于气力输送的压缩空气由除灰用空气压缩机系统设备提供。为了粉煤灰的综合利用,灰库共设置2套出力为40t/h的干灰分选系统。1.12 脱硫装置：特许经营方式（由浙大网新承担）。采用石灰石石膏湿法脱硫方式，脱硫效率95。1.13 脱硝装置：采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大连续出力工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硝效率不小于80%。SCR反应器采用蜂窝式催化剂。2.汽机部分2.1汽轮机主要技术规范生产厂：哈尔滨汽轮机厂额定功率（在发电机端）：600 MW汽轮机型式：超超临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、八级回热抽汽、凝汽式汽轮机。主要参数：主汽门前额定压力：25 MPa（a）主汽门前额定温度：600再热主汽阀前额定温度：600回热加热级数：8级设计背压：4.9 kPa（a）给水温度（TRL工况）：288.5工作转速3000r/min机组THA工况的保证热耗率应不高于7376.2kJ/kWh旋转方向（从汽机向发电机看）顺时针从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置。机组安装检修条件：机组运转层标高15m循环水系统采用长江水一次直流循环系统，本期新建取、排水口。循环冷却水设计温度20，夏季最高温度33仪用及检修用压缩空气压力为0.50.8MPa（g），温度为50。每台机组配置2台50容量的汽动给水泵和一台30容量的启动用电动给水泵。2.2 热力系统及相关设备2.2.1主汽、再热及旁路蒸汽系统主蒸汽及再热蒸汽均为单元制系统。采用2-1-2布置方式，可减少由锅炉两侧引出的蒸汽在汽轮机进口的温度偏差，有利于汽轮机的安全运行。冷再热蒸汽作为辅助蒸汽系统的汽源之一。汽机旁路系统采用一级电动旁路，其容量按锅炉最大连续蒸发量BMCR的35%设置，按简化方案设计，仅考虑协调锅炉产汽量和汽机耗汽量之间的不平衡，改善机组启动性能。2.2.2 抽汽系统汽轮机采用八级非调节抽汽。1、2、3级抽汽分别供给三台高压加热器。4级抽汽供给除氧器，5、6、7、8级抽汽分别供给四台低压加热器。4级抽汽还作为给水泵汽轮机正常运行汽源及辅助蒸汽系统汽源。7、8号低加为共用一个壳体的复式加热器，卧式布置在凝汽器喉部。为防止汽轮机超速和进水，除7、8级抽汽管道外，其余管道上都设有气动止回阀和电动隔离阀。1、2、3和5、6级抽汽管道仅设置一个气动止回阀，4级抽汽管道由于所接设备较多，在总管上应设置两个同口径气动止回阀。2.2.3 加热器疏水系统各高压加热器疏水采用逐级自流的方式最终进入除氧器，在事故情况或低负荷时，疏水可直接进入凝汽器中。同样，低压加热器疏水也采用逐级自流的方式，最终进入凝汽器中，同时也设有事故疏水措施，以保护低压加热器。2.2.4 给水系统给水系统采用单元制，每台机组设置两台50容量汽动给水泵和一台30容量的启动用电动给水泵，给水系统还为再热器减温器、过热器减温器及高压旁路系统提供减温水。给水泵汽轮机布置于汽机房运转层，排汽进入主汽轮机凝汽器。电动给水泵和汽泵前置泵布置在除氧间零米。2.2.5 凝结水系统 凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，每台机设2100凝结水泵，一运一备，采用变频控制。从凝汽器出来的凝结水分别经过凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器和4台低压加热器进入除氧器。 设有凝结水贮存水箱和输送泵，为凝结水系统提供补水和启动注水。同时也作为凝汽器热井水位控制的补水和贮水。2.2.6 启动汽源本期工程启动汽源取自一、二期工程的辅助蒸汽系统。目前一、二期辅助蒸汽正常运行参数：0.60.8MPa（a），温度为250300。3、电气部分3.1 发电机本工程发电机选用哈尔滨电机厂有限责任公司生产的三相同步汽轮发电机，发电机主要技术参数如下：发电机型号 QFSN4-600-2额定容量 667MVA额定功率 600MW最大连续输出容量T-MCR 700MW额定功率因数 0.9（滞后）额定电压 20kV额定转速 3000r/min效率（保证值） 98.99超瞬变电抗X 0.18励磁方式： 静态励磁系统励磁变： 型号： ZLDC-2400KVA额定容量： 32400kVA 额定电压： 20000V/835V接线组别： Y,d11额定电压： 20/0.835kV生产厂家： 顺特电气3.2 主变压器本工程主变压器选择保定天威保变电气股份有限公司产品，容量选择720 MVA。考虑到三相变压器可靠性与单相变压器组基本相同，但三相变压器具有投资低、占地少、布置清晰、维护检修简便等一系列优点，特别是随着国产设备的质量提高和市场扩大，为600MW机组配套选用三相变压器，更提供了条件。结合大件运输公司对岳阳电厂运输三相主变压器提出的方案及本工程厂可研审查意见，主变压器按油浸式三相双卷、强油导向风冷、无载调压低损耗变压器设计。主变压器主要技术参数：型号： SFP-720000/500额定容量： 720MVA(绕组平均温升65K时)额定电压及抽头范围： 550-22.5%/20kV接线组别： YN，d11，中性点直接接地阻抗电压(正序)： 14%（允许偏差5%）3.3 500kV设备500kV断路器：选用北京ABB高压开关设备有限公司生产的瓷柱式、双断口六氟化硫断路器，配电动弹簧操作机构；其额定电流为4000A，开断电流63kA，额定动稳定电流160kA。隔离开关：选用河南平高电气股份有限公司生产的户外型、三相水平开启式隔离开关，其额定电流为4000A，额定动稳定电流160kA；隔离开关型号： GW17B-550，接地开关型号：JW8A-550电流互感器：选用山东彼岸电力科技有限公司生产的户外独立、单相倒置式、硅橡胶复合绝缘全密封充SF6电流互感器， 型号 LVQHB-500W2，变比为1250/1A。3.4 220kV设备断路器：选用西安西开高压电气股份有限公司生产的瓷柱式、单断口六氟化硫断路器，配液压弹簧操作机构，其额定电流为4000A，开断电流50kA，额定动稳定电流125kA。隔离开关：选用河南平高电气股份有限公司生产的户外型、三相垂直伸缩式，其额定电流为3150A；额定动稳定电流125kA。电流互感器：选用山东彼岸电力科技有限公司生产的单相、SF6、倒立式、户外型电流互感器，型号 LVQHB-220W2，额定一次电流：测量级: 150-300A，保护级: 600-1250A，1500A，额定二次电流1 A.。3.5 户外设备户外设备外绝缘均选用防污型产品，泄漏比距取25mm/kV(按最高工作电压550/252kV计算)。3.6 厂用电设备选型6kV开关柜选用真空断路器、高压熔断器和真空接触器（F-C）回路柜组合方式,其中，1000kW以下电动机和1250 kVA以下变压器回路采用F-C柜，其它采用真空断路器柜。主厂房及辅助车间低压配电变压器均选用节能型干式变压器。主厂房内及辅助车间380V动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）均选用抽屉式开关柜。4、热工自动化部分4.1 全厂自动化水平全厂采用分层分级的网络构成全厂仪表和控制系统、监控信息系统和管理信息系统。在这个全厂的网络中最上一层网络是厂级管理信息系统（MIS）和厂级监控信息系统（SIS）。厂级监控信息系统主要是对全厂实时信息的管理和显示。它接受由机组DCS网络、辅助系统网络等来的信息并将相应的主要实时信息传送到厂级管理信息系统。它的终端在单元控制室和生产办公楼。在厂级管理信息系统和厂级监控信息系统的下一层是机组级的控制网络、辅助系统控制网络及辅助车间控制网路。由于本工程为扩建工程，一些新扩建的辅助车间是在老厂的辅助车间进行就地扩建或改建，为提高全厂的控制水平，同时兼顾老厂辅助系统的特殊运行及管理方式，在本工程对全厂仪表控制网络设计以下方案：厂级监控信息系统+两台机组DCS网络(包括锅炉控制、汽机控制、厂用电动机控制、循环水泵房控制、发变组及厂用电控制)+两台机组DCS公用网络(包括电气公用厂用电源控制)+辅助系统控制网络（包括空压站控制、脱硝氨区控制、凝结水精处理控制、除灰系统控制、暖通空调系统控制等）+脱硫系统控制网络+闭路电视监视系统+电气EFCS系统本期的锅炉补给水系统、综合水泵房、废水处理系统等在老厂基础上改扩建的辅助车间系统接入老厂辅控网；本期输煤系统接入老厂煤网。本期工程将对老厂SIS系统进行扩建，将数据库扩容并增设本期工程终端和接口机等。4.2 机组的热工自动化水平4.2.1 本工程炉、机、电采用单元集中控制，两台机组设一个单元控制室。4.2.2 主控室内不设常规控制盘, 监视和控制机组的手段是键盘、鼠标操作、LCD屏幕和大屏幕显示装置显示, 仅保留部分硬接线方式的操作手段 (如紧急停炉、紧急停机、汽机交、直流润滑油泵启动、发电机-变压器断路器紧急跳闸等)。4.2.3 根据全厂自动化控制系统网络，对于DCS系统总体配置以下方案：本工程将分别设置#5、#6机组的DCS网络和两台机组的DCS公用网络。机组的DCS网络覆盖的范围如下:锅炉控制汽机控制循环水泵房控制发/变组及机组的厂用电源两台机组公用的DCS公用网络覆盖的范围如下：电气公用厂用电源4.2.4 DCS系统其功能范围包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、汽机数字电液控制系统（DEH）。4.3 辅助车间的热工自动化水平由于本工程为三期扩建工程，本期建设的辅助车间系统分为新建、改建或扩建几种方式。其中空压机站、凝结水精处理、汽水取样、化学加药、循环水泵房、供氢站、除灰系统、脱硫系统等属于本期工程两台机组新建辅助车间部分；本期的锅炉补给水处理系统和综合水泵房分别在二期的锅炉补给水车间和二期的净水站综合楼进行改建和扩建。其它辅助车间如工业废水处理、燃油泵房、辅助蒸汽、输煤系统等与二期合用。本期工程辅助车间控制方案设计如下：辅助车间系统采用相对集中监控方式，根据工艺系统的特点和地理位置以及与二期的关系合理地合并控制点，形成相对集中、协调的辅助车间集中控制系统。为有效减少控制电缆数量及安装工程量，将采用分区PLC远程I/O的方式，形成控制层和现场层，PLC机柜按相对集中的原则分区布置，远程I/O机柜布置在各自车间内(或就地)。将集中监控的辅助车间的PLC控制系统通过计算机网络相连，形成监控层，并可与厂级监控信息系统联网，以实现全厂一体化网络结构。本期扩建工程根据各辅助系统（车间）特点，将各辅助车间系统分为新建和扩建两部分。本期工程新建的辅助车间系统设置辅助系统控制网络和脱硫控制网络，控制点分别设在三期集中控制室和三期脱硫控制室内。改扩建的锅炉补给水系统和综合水泵房纳入二期辅控网、输煤系统纳入二期煤网，分别在二期的控制点控制。本期工程的辅助系统控制网络包括空压机站控制、脱硝氨区控制、凝结水精处理控制、汽水取样和化学加药、除灰系统控制、暖通空调系统控制等系统。控制点设在集控室。各子系统采用PLC控制，其控制机柜分别设在就地的电子设备间内，采用以太网交换机组成辅助系统控制网络，在集控室设置三台操作员站，并在就地预留工程师站接口以便于安装调试期间架设临时操作员站/工程师站。本期工程扩建的锅炉补给水系统和综合水泵房可在老厂辅控系统的基础上增加I/O柜或在原有控制柜内增加I/O模件来实现改扩建部分的控制。本期输煤系统控制将和二期输煤控制系统组成全厂输煤控制网络。本期脱硫系统单独采用一套控制系统，监控点设在电厂三期脱硫控制室内，运行人员通过操作员站对脱硫系统进行集中监视、管理和自动顺序控制，并可实现远方操作。第二节 公用系统1、化学系统1.1锅炉补给水处理锅炉补给水处理系统在二期原有锅炉补给水处理设备基础上进行扩建，增加超滤和反渗透设备，按“超滤（UF）反渗透(RO)预除盐+一级除盐+混床”方案设计。以满足超超临界机组对水汽品质的要求。超滤处理系统由清水泵、自动反冲洗过滤器、超滤装置、反洗、加药反洗单元等组成。超滤单元为后续的反渗透预除盐单元提供合格的进水，以保证整个系统的安全、经济运行，其净出力为2X144t/h(设计温度为10, 不包括超滤反洗水)。反渗透系统由保安过滤器、高压泵、RO装置、反洗、加药清洗单元等组成。其净出力为2X108t/h。锅炉补给水处理系统采用的流程为：从净水站来澄清水（清水箱）自清洗过滤器超滤装置超滤水箱保安过滤器反渗透高压泵RO装置淡水箱(阳离子交换器除碳器中间水箱阴离子交换器混合离子交换器)除盐水箱除盐水泵主厂房凝结水补水箱。注：（）内为二期设备。本期工程新建2台V=1500m3除盐水箱。1.2 凝结水精处理每台机组将设置一套能处理全部凝结水的中压凝结水精处理装置。每台机组配置3X50容量的体外再生高速混床（2运1备）,在高速混床前设置2X50容量除铁过滤器,二台机组共用一套体外再生设备。1.3 化学加药处理给水处理采用加氨-加氧联合处理工况，2台机组设置1套加氨装置。2台机组设置1套给水加氧装置及1套凝结水加氧装置。在启动初期，给水处理采用全挥发性处理工况，本期工程2台机组设置1套加联氨装置。闭式循环冷却水系统的加药由此系统提供。加药/氧点设在凝结水精处理设备的出口母管上及除氧器下降管上。1.4 水汽取样每台机组设1套集中式水汽取样自动分析装置和1套凝汽器自动检漏装置。汽水取样装置分为高温架和低温架，系统内设置超压超温、冷却水断流、停机停炉等保护，并设有自诊断功能。汽水取样系统利用闭式循环冷却水系统进行冷却。1.5 供氢系统 本工程的发电机冷却方式为水氢氢，氢气采用外购的方式。厂内设供氢站，供氢站设有贮氢间，布置一套完整的供氢设备。供氢设备包括供氢单元组架、氢气汇流排、氮气瓶、惰性气体吹扫装置等。汇流排系统采用双母管供气。外购的氢瓶组架由汽车运至供氢站，氢气通过流量、压力调节装置后送至主厂房。1.6工业废水处理三期工程所产生的废水排至二期工程已有的工业废水处理站集中处理，达到排放标准后进行综合利用。三期工程新增1个2000m3废水贮存池，以满足新建机组最大一项废水量的储存要求。1.7 电厂绝缘油处理 不设集中的油处理室，只设置移动式绝缘油净化设备。 1.8 原水预处理本工程在二期净水站边的扩建场地新建两台2300m3/h反应沉淀池，处理水量总计为600m3/h，处理后水的悬浮物含量小于5mg/L。本期净水站布置了1座工业钢筋混凝土水池，水池容积为800m3。设3台工业水泵，2台运行，1台备用，工业水泵安装在净水站综合楼水泵间。1.9 生活水系统本期工程另新建生活水处理设施，满足二、三期生活水需求，电厂生活给水系统水源来自原水预处理后的澄清水，澄清水经2100%容量的空气擦洗滤池并消毒后进入生活水池，滤池为钢制结构，每台空气擦洗滤池处理能力为25m3/h。供水设备设在净化站综合楼水泵间内，综合楼内设有氯发生器装置。生活水池容量按一日最大用水量设计，设一座200m3矩形钢筋混凝土水池三期生活污水由管道汇集后流至二期生活污水处理站，处理达到排放标准后重复利用。2、脱硫系统2.1建设模式三期脱硫采用特许经营模式。华能岳阳电厂将拥有的脱硫电价的收益权以合同形式特许给脱硫公司，由脱硫公司承担特许经营期限内脱硫设施的投资、设计、建设、运行、维护、管理、系统更新和技改，完成合同规定的脱硫任务并享有脱硫副产物所带来的收益。2.2主要设计原则FGD工艺系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏浆液脱水系统、工艺水系统、废水处理系统、杂用和仪用压缩空气系统等组成，烟气系统取消烟气旁路。主要设计原则：（1） 脱硫工艺采用石灰石石膏湿法工艺，一炉一塔，单塔烟气处理能力为一台锅炉BMCR工况时的烟气量。（2） 脱硫装置的寿命不低于30年。（3） 脱硫效率不小于95%，不设GGH。（4） 脱硫系统取消烟气旁路。（5） 发电机组的安全运行。（6） FGD系统停运的最低停运温度不能低于180。（7） 脱硫吸收剂采用外购石灰石块（粒径20mm）厂内湿磨制浆方案。（8） 石膏脱水系统设置2台带式真空皮带脱水机，其出力为脱硫装置在2台炉燃用脱硫设计煤种BMCR工况下运行时石膏产出量的75%。脱硫副产物按脱水后综合利用设计，当不能综合利用时按密封自卸车运至灰场单独堆放考虑。（9） 脱硫工艺水优先采用电厂二、三期主体工程复用水及三期工程脱硫设备冷却水回水，三期主体工程设备冷却水的回用水作为补充水源, 脱硫氧化风机和其他设备的冷却水及密封水采用电厂工业水（与电厂其它设备冷却水水质一致），设备冷却水回水进入脱硫工艺水系统。（10） 设置一个为两台炉公用的事故浆液箱。（11） 脱硫岛内设置脱硫废水处理系统，处理后的水质满足火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标DL/T 997-2006的规定，处理后的脱硫废水单独处理后回用到干灰加湿。废水处理装置产生的污泥，经汽车外运至灰场单独堆放。（12） 杂用、仪用压缩空气由主厂房空压机室提供，脱硫岛内设储气罐。（13） 按电厂总体设计要求，脱硫6kV采用分散供电方式，由6kV厂用工作A、B段分别对应机组为脱硫6kV高压电动机及低压脱硫变压器供电，脱硫岛内不设6kV配电装置。（14） 脱硫岛内设置两段380/220V脱硫PC，脱硫PC A电源来自1脱硫低压变低压侧，脱硫PC B电源来自2脱硫低压变低压侧。PC A、B段之间设置联络开关。（15） 脱硫岛不设单独的脱硫保安柴油机组，脱硫保安负荷由机组的保安负荷统筹考虑设置应急保安电源。（16） 脱硫岛内设置一套UPS系统和单独直流系统。（17） 脱硫岛的火灾报警系统作为一个独立系统并与全厂火灾报警系统进行通讯。（18） 三期工程脱硫岛内设置单独的脱硫控制室。（19） 脱硫控制系统采用一套单独的DCS系统，并采用与机组DCS系统相同的硬件及软件。脱硫DCS操作员站布置在脱硫控制室，脱硫DCS控制机柜布置于脱硫岛内电子设备间。脱硫岛内设置一套独立的工业电视系统并与全厂工业电视系统进行通讯。（20） 设置烟气连续监测系统，对原烟气和净烟气进行监测。（21） 脱硫岛整体布局紧凑、合理，系统顺畅，运行经济，节省占地，节省投资, FGD区域工艺流程应合理，并缩短各种管线。考虑安装及施工的可能性，以及日后维护和检修的方便。（22） 贯彻节约用水的原则，积极采取措施节约用水，减少水量消耗。（23） 总体规划、建筑设计要因地制宜、合理布置、协调一致，提高整体效果和水平。（24） 工艺系统设计和设备，建筑结构选型，贯彻技术先进、安全可靠的原则。（25） 根据目前国内同类型电厂烟气脱硫项目的经验，并结合本工程的实际情况，原则上设备及材料国内采购，关键设备进口。（26） 脱硫系统可用率98%，脱硫装置年运行小时数与锅炉运行小时数相同。3、脱硝系统脱硝采用选择性催化还原技术（SCR），脱硝装置与锅炉同步建设， SCR反应器直接布置在省煤器之后空预器之前的烟道上，不设置SCR烟气旁路。空预器采用不拉出布置方式，脱硝装置布置在送风机上方的炉后脱硝框架内。液氨储存场地布置在厂区边缘。主要设计原则：1）脱硝工艺采用选择性催化还原（SCR）法。2）脱硝效率按不小于80%设计。3）脱硝系统不设置烟气旁路系统和省煤器旁路。4）脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间。5）吸收剂为液氨。6）脱硝设备年利用小时按5000小时考虑，年运行小时数不小于7800小时。7）脱硝装置可用率不小于98%。8）装置服务寿命为30年。4、输煤系统4.1运煤系统规模：本期工程建设规模为2600MW级燃煤机组，运煤系统考虑充分利用原有二期运煤系统，在新增卸储煤系统部分设施的同时对二期上煤系统进行改造升级，满足二期工程和三期工程（2300 MW +2600MW）机组容量卸上煤需要，三期工程建成后二、三期输煤系统将成为一个整体。4.2煤量及铁路运输：本工程2600MW级机组设计煤种如下：70%郑州煤，15%平顶山煤和15%潞安煤，校核煤种分别为100%郑州煤，50%平顶山煤和50%郑州煤，年用煤量约230.6104t，采用铁路运输，从国家拟建荆岳铁路接轨，采用电气化牵引直达运输进厂，在荆岳铁路未建成前，维持从京广铁路岳阳北站接轨运输。电厂二期已建成铁路专用线，厂内铁路站场按2条重车停放线，2条空车停放线及1条机车走行线配置。二期工程铁路有效作业线按半列车长度配设，停车线最小有效长度为450m，本期工程为提高翻车机的综合卸车效率，减少调车作业时间，同时减少厂外工业站的投资（无需解列），本期工程将厂内卸车线铁路反向延长为850m，与厂外正线同时电化挂网，保证列车整列直达进厂。厂内铁路站场道岔实行微机连锁，车皮信息实行微机管理。4.3既有系统利用与改造二期工程卸煤系统采用2套“C”型转子式翻车机系统，折返式布置。每套翻车机系统卸车能力为12001500 t/h。在煤场并列布置有两台斗轮堆取料机，贯通式布置，每台斗轮堆取料机堆料出力为1500t/h，取料出力为10001500t/h，悬臂长30m。二期工程煤场总贮煤量约29.6万吨，可供二期工程燃用约56天。在煤场设有跨度76m，长80m的干煤棚一座，贮煤量约2.2万吨，可供二期工程燃用4天。从翻车机以下至煤场的卸煤系统采用带宽=1400mm，带速V=2.5m/s，出力Q=1500t/h的胶带输送机系统。本期将上述卸煤皮带机系统全部利用。从煤场至煤仓间原煤斗的上煤系统将进行全面改造，将带宽B=1200mm，带速V=2.5m/s，出力Q=1000t/h的胶带输送机系统，改造成B=1400mm，带速V=2.5m/s，出力Q=1500t/h的胶带输送机系统。以上系统均采用双路胶带机，一路运行，一路备用，并具备双路同时运行的条件。与此配套的碎筛设备、入炉煤取样、皮带秤、犁煤器和暖通除尘设备将进行更换或改造。4.4 卸煤系统本期工程卸车系统利用二期翻车机卸车系统，不增设其它卸车设施。本期工程建成后，二、三期工程日不均衡最大卸煤量为281节车，约56列车。二期既有2套翻车机系统，理论卸车能力为25辆/h，翻车机每天净卸车时间约11.24小时，如考虑翻车机卸车系统按实际卸车能力20辆/h、每列车的列检时间1.5小时/列、清余煤时间0.75小时/列考虑,则实际净卸车时间为14.05小时，实际单车综合卸车时间将超过24小时，2套翻车机卸车系统需短时间同时运行才能满足二、三期电厂耗煤量的要求，卸煤系统卸车能力偏紧，但为节省本期工程投资，本期工程卸煤系统不增设其他卸车设施，仅考虑预留铁路线及扩建一台翻车机的场地条件。另考虑到电厂一期水上来煤条件和铁路运输的特点，在本期卸煤系统预留有水上来煤接口条件.4.5贮煤系统本期工程不新建煤场，二期既有煤场总贮煤量和干煤棚储量均偏少，特别是为提高配煤掺烧水平，将在储煤场增设3个筒仓，每个筒仓的储量为5000吨，与筒仓配套新建4条栈桥和8条皮带机设备。另外将斗轮机改造成折返式结构，并将3号甲乙皮带机更改为双向运行皮带机，使斗轮机从煤场取煤反向送至筒仓实现掺烧。为输送斗轮机的反向来煤，在煤场东侧需新建2条栈桥和皮带机。为进一步增加干煤储量，同时对干煤棚进行扩建。4.6 上煤系统胶带输送机及筛碎系统考虑到电厂远期发展，原二期工程的上煤系统土建已留有扩建的条件，即在5号转运站(煤仓间转运站)预留有安装双向皮带给煤机的空间，可采用增加双向皮带给煤机的方法同时满足二、三期的供煤要求，在碎煤机室也留有将滚轴筛出力相应加大的可能，同时二期工程上煤栈桥在布置上留有将B=1200mm胶带输送机改为B=1400mm的条件。由于本期扩建2台600mw机组后，二期工程煤场以后上煤系统已不能满足二三期共用需要，因此本期工程上煤系统根据二期工程上煤系统预留的扩建条件将二期工程上煤系统胶带输送机更换为带宽B=1400mm、带速V=2.5m/s、出力Q=1500t/h的系统，由于上煤系统出力的增大，滚轴筛也由原1412型改为1812型，出力相应提高到Q=1500t/h。二期工程碎煤机的出力为Q=800t/h，需升级至1000 t/h。在二期#5转运站增设1500t/h双向给煤机后，二期侧煤仓犁煤器需要更换；同时三期侧新增#8甲乙联络皮带机，经改向后进入三期侧煤仓内的3条煤仓间皮带机。三期侧煤仓仍采用电动犁煤器卸料。与上煤系统配套的取样、称量等和上煤电气系统均需要升级。4.7 新增或改造辅助设施本期将更换碎煤机室除铁器，在筒仓胶带输送机出口段也安装有一级除铁器；6号甲乙胶带输送机的入炉煤质的取样设备予以更换；更换入炉煤电子胶带秤及循环链码校验装置；本期运煤系统在新建筒仓及各转运站均设置有检验用起吊设施，最大分离件重量大于或等于2t的场所均采用电动葫芦，其余采用手动葫芦。为防止发生堵煤，运煤系统各落煤管与水平面的倾斜角均按60布置设计、内衬防堵耐磨陶瓷衬板；在落煤管易堵塞处装设振动式防堵塞装置。4.8 输煤附属建筑本期工程设推煤机库一座，推煤机库设有1个检修位，1个停车位及值班室和工具间，便于推煤机的检修和维护。4.9煤尘防治输煤系统新增系统除尘采用高压静电除尘器，对新增污水处理