浙江国华宁海电厂二期21000MW扩建工程设计总结资料.docx

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浙江国华宁海电厂二期21000MW扩建工程设计总结资料

浙江国华宁海电厂二期2×1000MW扩建工程

设计总结

西南电力设计院

SOUTHWESTELECTRICPOWERDESIGNINSTITUTE

二OO九年四月　成都

浙江国华宁海电厂二期2×1000MW扩建工程

设计总结

批准：

审　　核：

编　　制：

浙江国华宁海电厂二期2×1000MW扩建工程

设计总结

1概述

2主要设计特点

3工程设计特点

4审查意见的落实情况

5二十五项反措和强制性条文的落实情况

6重大设计变更及变更情况分析

7对比分析

8建议

附表

1、概述

1.1工程概述

1

浙江国华宁海电厂地处浙江省东南沿海的宁波市宁海县强蛟镇。

厂址位于象山港底部，在宁海县桥头胡区强蛟镇境内下月岙村。

厂址北临象山港，南靠团结塘，西接白象山，东南距强蛟镇约1.5km，南距宁海县城23公里，北距宁波市约60公里。

二期工程2×1000MW机组厂区位于一期工程的扩建端，即一期厂区东南面的施工场地。

电厂一期工程装机4×600MW亚临界燃煤机组，规划容量为4×600MW+4×1000MW燃煤机组。

一期工程已全部投产。

二期工程在一期工程扩建端扩建2×1000MW超超临界燃煤机组，并同步建设脱硫和脱硝装置，留有扩建三期2有扩建三期机组的条件。

二期工程厂区用地28.7hm2，主要为一期工程扩建端的施工场地（为已征地），无拆迁。

场地主要为回填区，原始地形标高在－1.86m～1.66m左右，一期已回填至3.2m～6.1m左右。

场地北部有一魏家屿山包，顶标高约24m。

施工生产区用地约22hm2。

其中，一部分利用厂区南面的一期施工场地5.5hm2；一部分利用厂区扩建端的一期灰场11.0hm2；另一部分利用码头附近空地约5.5hm2。

施工生活区利用一期设施。

二期厂址横跨在滩涂区、陆域平原和魏家屿孤岛三种地貌单元上，地层变化较大，地基土力学性质差异大。

场地绝大部分地段第四系地层厚度20－40m，上部新近堆填土层未作系统处理，呈松散或稍密状，淤泥层虽进行过堆载预压排水处理，性质有所改善，但处理时间较短，强度低，不能满足重要建筑作天然地基的要求，建（构）筑物基础主要采用桩基。

场地地下水类型为孔隙潜水，地下水位标高0~0.5m。

孔隙潜水和堤外海滩海水，对混凝土结构有弱腐蚀性，对钢结构具中等腐蚀性。

厂址所在区域的地震动峰值加速度为0.05g，相对应的地震基本烈度为VI度。

厂区综合判定建筑场地为III类。

厂址所在象山港海域属不规则半日浅海潮流。

厂址附近水域的波浪主要为局地风场所产生的风浪。

厂址所在区域属于亚热带湿润季风气候区，四季分明，气候温和湿润，气温年际变化小，湿度大，雨量充沛，风向风速季节变化明显。

台风是本地区主要灾害性天气。

厂址全年、冬季、夏季主导风向均为NW；频率0.5%设计高潮位为6.30m，频率1%设计高潮位为6.05m，内涝水位为2.34m；30、50、100年一遇离地10m高10分钟平均最大风速分别为29.5m/s、31.0m/s、33.0m/s，基本风压为0.6kN/m2，相应日最低气温均为20.5℃；频率10%的湿球温度为27.0℃；30年一遇最低气温为-9.9℃，相应日最大风速为5.3m/s；厂址离地10m高，30年一遇设计覆冰厚度为5mm。

浙江国华宁海发电厂二期工程项目已于2006年8月通过国家发改委的核准，并于2006年12月开工，原计划2009年6月5号机投产，2009年10月6号机投产。

项目投资情况表（单位：

万元）

序号

工程费用名称

建筑费

安装费

设备费

其他费

建设期利息

合计

单位造价

（元/千瓦）

1

2

初设批准概算

144371

143185

401090

92394

71752

852792

4263.96

2

执行概算或结算

121830

118348

389207

87164

59212

775761

3878.80

注：

以上投资为动态投资。

1.2设计范围

西南电力设计院为宁海二期工程的主体设计单位，负责承担电厂围墙范围内生产系统及辅助生产系统的设计工作，以及灰场、海水循环水工程、淡水补给水工程设计工作。

下列单项工作由业主另外委托：

（1）接入系统设计由浙江省电力设计院负责。

（2）送出工程设计由浙江省电力设计院负责。

（3）电厂码头工程设计由浙江省交通规划设计研究院负责。

（4）脱硫部分初步设计由北京国华电力工程技术有限责任公司负责。

（5）脱硝部分初步设计和施工图设计由浙江大学能源科技有限公司负责

2、主要设计特点

2.1总图运输主要设计特点

电厂燃用神华煤，通过神朔黄铁路（神池－朔州－黄骅）至黄骅港。

经海运至电厂专用煤码头。

大件设备从各制造厂经公路运至中转港码头后，落驳至驳船上，然后由海运运抵电厂专用综合码头，通过租用大型浮吊卸船上岸，利用大型平板车进行短距离的陆路（公路距离约1.5km）运输抵达电厂。

一期工程建有2个3.5万吨级泊位卸煤码头和1个3000吨级综合码头。

二期工程在一期煤码头西端扩建1个5万吨级泊位煤码头及运煤皮带引堤，并再新建1个3000吨级的综合码头，综合码头用于建设期间重大件及运行期间石灰石、石膏和点火助燃用油运输。

一期工程建设时业主与地方政府共同建设有一条临港公路，宽25m，沥青路面，一级公路，可直达厂区；沿厂前区西侧经白象山垭口至一期循环水取水口、综合码头、煤码头再沿输煤走廊可至厂区的沿海岸公路。

电厂主要出入口位于厂区南侧，次要出入口在厂区西北侧综合码头附近，运灰出入口位于厂区东侧，二期工程不需增设出入口和新建进厂道路。

电厂本期工程采用海水二次循环系统，海水水源与一期相同仍为象山港。

本期海水补给水从一期工程的循环水进水管上取水。

本期工程淡水水源与一期相同仍为杨梅岭水库。

一期工程已敷设补给水管两根，可满足二期工程的需要，二期工程不再增加淡水补给水管。

电厂初期灰场已建成，二期工程与一期共用位于厂区扩建端仅一堤之隔的滩涂灰场。

电厂规划有二个远期灰场：

张家溪山谷灰场和黄墩港海涂灰场。

初期贮灰场加一个远期灰场在不考虑综合利用情况下，可以堆放20年以上，完全满足电厂规划灰场的库容要求。

厂外灰渣运输采用汽车运输方式。

二期厂区位于一期的扩建端，厂址为一期施工场地，不新征地。

厂址北、东两侧均有满足200年一遇高潮位标准的围堤，西面为一期工程厂区，南面为厂前区和团结塘养殖场，团结塘南面有设计标准为20年一遇潮位的堤坝。

团结塘堤坝以北场地标高在5.1m～6.1m左右，以南场地（靠一期厂前区）标高在3.2m～4.3m左右，此区域厂区场地标高按200年一遇标准设计，不需新建防洪设施。

厂区竖向布置采用平坡式，为节省土方和地基处理工程量，根据初设审查意见，二期工程主厂房及冷却塔区场地标高比一期降低0.5m，厂区和施工区土方综合平衡。

二期工程总体布置格局与一期协调，从南向北依次布置500kVGIS、主厂房、冷却塔和圆形封闭式煤场。

一、二期主厂房A列对齐，汽机房脱开55.5米。

海水冷却塔布置在炉后，冷却塔轴线与主厂房纵线垂直。

2座120米直径的圆形煤场布置在厂内靠二期冷却塔，从固定端上煤。

其它建构筑物根据工艺流程和场地条件合理布置。

2.2.主机特点

2.2.1锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的1000MW锅炉，引进的是Alstom-Power公司BoilerGmbh的技术，型号为SG3091/27.56-M54X，型式为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式布置。

锅炉出口蒸汽参数为：

27.56MPa（a）/605/603℃。

锅炉的最大连续蒸发量（B-MCR）为3091t/h。

同步上脱硝系统，考虑全负荷脱硝，由锅炉厂成套。

脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR），SCR暂按1＋2层布置设置，初始催化剂的装设量保证脱硝效率不低于50％。

锅炉有防止炉膛水冷壁、燃烧器喷口和辐射过热器结焦的可靠措施。

机组具有RB功能，锅炉能适应FCB工况。

锅炉负荷在BRL工况下，燃用设计煤种时，锅炉保证热效率为93.72%（R90≤17%，按修正后的低位发热量）。

2.2.2汽轮机为上海汽轮机有限公司产品，引进的是西门子技术体系。

主要技术规范为：

TC4F型，高中压联合启动、超超临界、一次中间再热、单轴、双背压、凝汽式、四缸四排汽。

汽轮机采用定－滑－定运行方式。

回热系统设3套高压加热器，4台低压加热器，1台除氧器。

汽轮机保证机组在铭牌工况（TRL）下的功率为1000MW，铭牌工况平均背压11.8kPa（a）。

汽轮发电机组净热耗在热耗验收工况（THA）下保证值为7377kJ/kW.h（正偏差为零）。

机组具有RB功能，汽机能适应FCB工况。

2.2.3发电机为上海汽轮发电机有限公司产品，引进的是西门子技术体系，型号为THDF125/67。

额定功率1000MW，额定容量1112MVA，最大连续输出能力1053.485MW，功率因数（cos）0.9（滞后），额定电压27kV，效率98.95％，旋转无刷励磁，定子线圈水冷、定子铁芯、转子绕组氢冷。

2.2.4汽轮机进汽初参数为：

26.25MPa/600/600℃，汽轮机额定工况（TRL）和热耗验收工况（THA）下，机组输出功率为1000MW；汽机平均背压6.2kPa（a），机、炉、电容量及参数匹配以汽轮机为基准。

汽轮机各工况定义以《电站汽轮机技术条件》（DL/T892-2004）为准。

主蒸汽机炉温度差为5℃，机炉压降为5％；再热热段蒸汽机炉温度差取为3℃，相应的机炉压降为汽机高压缸排汽压力的3～3.5％。

锅炉最大连续蒸发量（BMCR）与汽机VWO工况进汽量相适应，为汽机T-MCR（TRL）进汽量的1.05倍。

2.3热机工艺系统设计特点

2.3.1锅炉燃烧制粉系统选用正压冷一次风机中速磨直吹式制粉系统，每炉配6台HP1163型中速磨煤机，带动态分离器，5台运行，1台备用。

每台炉配6台EG2490型电子称重式给煤机。

2.3.2锅炉烟风系统采用平衡通风方式，设二次热风再循环，空气预热器为三分仓回转式空气预热器。

磨煤机出口风温由热一次风和压力冷风混合进行调温，压力冷风同时提供给磨煤机密封风和磨煤机出口风门密封风。

磨煤机密封风系统每台炉配两台离心式密封风机。

冷一次风也作为锅炉安全监控系统冷却风的备用。

送风机和一次风机采用动叶可调轴流风机，引风机采用静叶可调轴流风机。

本工程电气除尘器效率≥99.4%，选用三室四电场电气除尘器，每台炉配两台。

两台炉合用一座钢筋混凝土烟囱，高210m，因脱硫未设GGH，烟囱内套两个钢烟囱，每根烟囱出口直径φ烟囱内套。

钢烟囱内衬材料为钛板。

2.3.3本期工程采用等离子点火，在B磨对应的锅炉燃烧器上安装了等离子点火装置。

本工程也设置了燃油点火系统，点火助燃油为0号轻柴油，利用原有2×2000m3油罐，增设3台供油泵及相应的滤油器等设备，并扩建燃油泵房。

锅炉点火采用高能电弧点火装置，二级点火。

油枪采用简单机械雾化。

2.3.4主蒸汽管道和再热热段蒸汽管道采用双管制布置，再热冷段蒸汽管道采用单管制布置。

冷再热蒸汽管道作为给水泵汽轮机和除氧器在机组启动、低负荷时的备用汽源，同时还作为辅助蒸汽系统的汽源之一，并提供二段抽汽用汽。

汽机旁路采用高、低压串联旁路，高旁容量为100%BMCR，低旁容量为65%BMCR。

2.3.5每台机组设两台50%容量的汽动给水泵，不设电动给水泵。

给水系统采用双列高压加热器并设置双列大旁路。

给水系统可为再热器减温器、过热器减温器及高压旁路系统提供减温水。

2.3.6每台机设3台机设动容量的凝结水泵，一台备用。

凝结水从热井来经凝结水泵进入凝结水精处理装置处理后，经一台轴封冷却器和一台疏水冷却器、四台低压加热器后进入除氧器。

轴封冷却器设有单独的100%容量电动旁路；疏水冷却器、＃7和＃8低加采用大旁路；＃5、＃6低加采用电动阀小旁路。

2.3.7汽轮机有八段非调节抽汽，一、二、三段抽汽分别向三级高压加热器供汽，每级高加由两个50％容量的高压加热器组成。

四段抽汽供汽动给水泵、除氧器和辅助蒸汽系统。

五、六、七、八段抽汽供四台低压加热器。

2.3.8双列高压加热器疏水采用逐级自流的串连方式最终进入除氧器，最后一级两路高加疏水分别接至除氧器，两列高加疏水相互独立。

在事故情况或低负荷时，每台高加疏水可直接进入凝汽器中。

＃5低压加热器疏水自流至＃6低压加热器，#6低压加热器疏水管道出口设有2台100％容量的互为备用的疏水泵，将前两级低加疏水引至＃6低加出口凝结水管道。

＃7、＃8低压加热器的疏水分别进入位于＃8低加与汽封加热器之间的疏水冷却器，最终进入凝汽器中，＃5、＃6低压加热器设有事故疏水措施至疏水扩容器，以保护低压加热器。

2.3.9循环水系统采用海水二次循环冷却的单元制供、排水系统，为凝汽器、开式循环冷却水系统提供冷却水。

采用钛管，凝汽器A、B各装一套胶球清洗装置。

开式循环冷却水系统由电动旋转滤网、闭式循环冷却水热交换器、真空泵组以及连接管道阀门组成。

开式水系统经优化布置后取消海水升压泵。

凝汽器、闭式循环冷却水热交换器和真空泵冷却器均要求采用钛管，循环水及开式水其余设备和管道附件也采用耐海水型或采用衬胶、阴极保护等相关防腐措施。

2.3.10闭式冷却水系统设两台闭式循环冷却水热交换器、两台闭式水泵和一个高位布置的膨胀水箱。

为保证全厂失电时向锅炉启动再循环泵提供冷却水和满足循环泵冷却水水压要求，系统还设有一台停机冷却水泵和两台升压泵。

2.3.11每台机组设有一个辅助蒸汽联箱。

二期辅助蒸汽母管与一期辅汽母管连接，本期两台机辅助蒸汽联箱之间也设有联通管。

FCB工况时供小机和除氧器的汽源经冷段减压后供至辅汽联箱，再由辅汽系统至小汽机和除氧器。

2.3.12抽真空系统设有三台50％容量水环式真空泵，机组正常运行时两台运行一台备用。

当机组启动时，三台真空泵可同时运行。

2.3.13锅炉启动疏水系统中，当锅炉启动水质合格时疏水排往凝汽器，水质不合格时排往冷却塔。

锅炉启动系统疏水箱溢流放水采用复用水减温后排至机组排水槽。

2.3.14机组可实现FCB功能，主要从旁路容量、2#高加事故疏水、除氧器紧急汽源、汽动给水泵汽源切换、凝结水泵运行工况、给水系统容量等工艺系统，以及炉、机、电大连锁控制要求等方面予以保证。

2.3.15保温材料主要选用硅酸铝制品及高温玻璃棉。

保护层材料采用彩钢板。

采用新的保温结构。

保温厚度除按照保温设计规程计算厚度外（即按经济厚度计算，并保证外表面温度不超过50℃（环境温度为20℃时）），还把环境温度为25℃时，保温外表面温度不超过50℃作为保温厚度校核工况，进行复核计算，以减少机组散热损失，提高机组热经济性。

2.4运煤专业系统设计特点

2.4.1运煤系统按4×1000MW进行规划，分期建设。

为充分利用电厂一期码头的富裕量，本期工程还建设了一期卸煤系统向二期供煤的支援带式输送机。

2.4.2本期工程在一期卸煤码头西侧建设一个5万吨级泊位煤码头。

码头西侧预留再扩建一个5万吨级泊位的条件。

码头配置2台额定生产率1500t/h桥式抓斗卸船机。

2.4.3本期工程建设2座直径120m的大型封闭式圆形煤场。

煤场侧墙高约12.5m，每座煤场储煤量约为14.8×104t，共储煤29.6×104t，可供本期2×1000MW机组燃用20天。

每座煤场内设一台堆取料机，堆料出力3600t/h，取料出力1500t/h。

圆形煤场内均设有事故地斗作为上煤备用设施，中心柱煤斗和事故地斗下各设一台活化给煤机，出力1500t/h。

2.4.4碎煤机室设置两套筛、碎设备，与双路带式输送机系统配套。

碎煤机选用KRC12置两套型环式碎煤机，出力1200t/h，进料粒度≤300mm，出料粒度≤30mm，配液力偶合器，配测温、测振安全监控盘，带液压开启装置。

筛煤机选用单轴驱动变倾角等厚滚轴筛（带旁路系统），出力1800t/h，进料粒度≤300mm，出料粒度≤30mm。

2.4.5码头至煤场的带式输送机主要参数为B=1800mm，V=3.5m/s，Q=3600t/h；煤场至主厂房煤仓间的上煤系统带式输送机主要参数为B=1400mm，V=2.5m/s，Q=1500t/h。

2.4.6码头至煤场II-3号转运站的带式输送机均为双路设计，本期上单路，预留一路。

上煤系统均采用双路带式输送机，一路运行、一路备用，也可满足双路同时运行的需要。

2.4.7在II-2至II-3号转运站设有地面单路C210带式输送机，码头来煤可直接上主厂房，减少系统二次转运。

2.4.8在II-2号转运站留有向三期系统供煤的接口。

在C202AB栈桥中部设有支援转运站，可接受一期码头来煤。

2.4.9运煤系统采用程序控制，上位机操作，CRT显示。

控制对象为从码头C200A带式输送机起到主厂房煤仓间皮带层的电动犁式卸料器止的所有运煤设备。

在输煤系统各转运站、取制样间、圆形煤场、煤仓间等处均设有摄像头，并在输煤控制室设有工业电视。

在原一期控制室内增设本期程控站，一、二期运煤系统均在一期控制室内控制，本期未新建运煤控制楼。

2.4.10本工程还设有除铁、取样、计量、水冲洗等辅助设施。

2.5除灰专业系统设计特点

除灰渣部分采用干灰干排、粗细分排的系统。

排渣系统采用刮板捞渣机－埋刮板输送机－渣仓方案；渣仓按每炉一套（2个）设置；渣水采用高效浓缩机处理后回收使用；除飞灰系统按浓相正压气力输送方式考虑；灰库按两炉3座进行设计，石子煤系统按人工加叉车方式进行设计；灰渣厂外运输采用汽车方式；两炉共设置2套40t/h出力的飞灰分选系统。

2.6电气专业系统设计特点

2.6.1采用发电机－变压器组单元接线接至厂内500kV母线，主变压器采用3台380MVA单相变压器，500kV采用3/2接线，出线2回。

发电机出口装有断路器。

500kV设备为屋内GIS。

2.6.2本期工程不设起动/备用电源（变压器），仅设置事故停机电源，事故停机电源从一期38MVA停机/备用变压器引接。

2.6.3每台机组设两台容量为56/28/28MVA分裂变压器作高压厂用变压器，高压厂用变压器接于发电机出口和主变压器之间，机组起动和停机时可经主变压器从500kV系统取得电源。

高压厂用电采用6kV一级电压，中性点经低电阻接地。

低压厂用电系统采用380/220V，中性点直接接地。

2.6.4每台机组设4段6kV工作段，不设6kV公用段。

输煤系统设两段6kV工作段，从#5、6机组6kV工作段引接。

2.6.5低压厂用电采用380/220V，每台机组各设2台2000kVA汽机变压器、2台2500kVA锅炉变压器、3台2000kVA电除尘变压器（2运1备）、两台机组设2台2000kVA公用变压器。

2.6.6每台机组设一台1800kW快速起动的柴油发电机组作事故保安电源。

每台机组设2段汽机保安MCC、2段锅炉保安MCC，正常运行时保安MCC由380/220V对应工作段供电，失去厂用电源时，柴油发电机快速起动自动投带保安负荷。

2.6.7其他辅助厂房采用分区供电方式，设有2000kVA和1000kVA的低压输煤变压器各2台向输煤系统和附近零星负荷供电、设2台1600kVA的除灰变压器向除灰系统灰库、空压机房及海水净水站负荷供电、一期场地内设2台800kVA化水及供水变压器，向一期场地内新增化水系统、供水系统及燃油系统负荷供电，设2台800kVA雨水泵房变压器向雨水泵房负荷供电。

2.6.8接地系统主接地网水平接地体及垂直接地体均采用钢材，水平接地体为80×8热镀锌扁钢，垂直接地体为Ø60热镀锌水煤气厚壁管。

2.6.9全厂高、低压动力电缆均采用交联聚乙烯绝缘铜芯电力电缆。

主厂房、输煤系统采用阻燃电缆，消防、双回路供电的主厂房及重要的辅助厂房MCC双电源供电中的一回电源回路采用耐火电缆。

2.6.10电缆敷设，主厂房及辅助厂房主要采用墙侧、楼板下的架空敷设方式，局部采用电缆沟敷设方式，厂区采用电缆沟和在公共管架上敷设的敷设方式。

2.6.11考虑到防腐要求及业主意见，电缆桥架采用铝合金桥架。

2.7土建专业系统设计特点

2.7.1主厂房、集控楼等建构筑物均采用钢筋混凝土结构，主要生产建构筑物均采用桩基础（冲孔灌注桩）。

2.7.2主厂房采用单层压型钢板围护。

2.8暖通专业系统设计特点

2.8.1汽机房采用自然进风机械排风并辅以机械送风的通风方式。

2.8.2主厂房高、低压配电室设置降温通风系统。

2.8.3全厂设有1个加热制冷站，设置一套水冷制冷系统和蒸汽制热水系统。

2.8.4集控楼17.000m层的电子设备间和控制室采用全年性集中空调系统。

2.8.5集控楼8.600m层的配电室设置降温通风系统。

继电器室设置2台恒温恒湿立柜式空调机。

电除尘控制室设置2台组合式空调机组。

2.8.6集控楼±0.000m层的电除尘配电室设置降温通风系统。

2.8.7集中空调、降温通风系统和冷冻站设置一套自动控制系统，采用微机自动控制。

2.8.8输煤系统和煤仓间原煤斗除尘采用静电除尘器。

2.8.9锅炉房及煤仓间设置车载式真空清扫系统，每台炉设置一套管网系统，真空清扫车利用一期原有设备。

2.8.10生产检修综合楼采用变频多联机中央空调系统。

2.9供水专业系统设计特点

2.9.1供水系统采用带逆流式自然通风冷却塔的海水循环供水系统，二台机组配一座循环水泵站，每台机组配一座自然通风逆流式海水冷却塔，冷却塔淋水面积为13000m2，循环水管采用DN3800焊接钢管，冷却倍率55/33.75（一机二泵）。

2.9.2海水补给水从一期循环水进水系统上取水。

2.9.3淡水补给水系统利用一期已建的淡水补给水系统从杨梅林水库取水。

利用已建的补给水管输送电厂一、二期所需淡水，对已建的补给水泵房进行改造，将原水泵更换为大泵。

2.9.4海水净水站采用占地小，处理效果好的微砂回流絮凝沉淀池工艺。

沉淀池布置在冷却塔旁。

2.9.5淡水净水站采用在一期淡水净水站进行改造的方案，更换了原水升压水泵，并增加了一座600m3/h机械加速澄清池、一座工业水池及工业水泵、一座空气擦洗滤池、过滤升压水泵、助凝剂加药间等设备和构筑物。

2.9.6二期工程的消防供水充分利用一期工程消防水泵、消防水池，二期工程不再增设消防水池和消防水泵，仅对一期工程消防管网进行改造扩充，使之满足二期消防供水需要。

二期工程设有水喷雾灭火系统、水喷淋灭火系统、预作用自动喷水灭火系统、水幕系统等固定水消防系统，用于主厂房内、变压器区域、柴油发电机房、输煤栈桥等重点部位的消防，圆形煤场挡煤墙上部和中心柱四周设有固定消防水炮，二期工程还设有固定式气体灭火系统，用于集控楼、汽机房、脱硫电控楼等建筑物内控制室、配电室、电子设备间、继电器室、工程师室等重点部位的消防。

2.9.7本工程含煤废水系统等与常规电厂配置相同。

2.10化水专业系统设计特点

2.10.1锅炉补给水处理系统采用反渗透加一级除盐加混床系统，除盐设备在一期预留的设备位置上进行扩建。

增加1台3000m3除盐水箱（布置在主厂房附近）及相应的水泵，可满足全厂锅炉补给水量的要求。

2.10.2凝结水处理系统采用每台机组设置2×50%容量的前置过滤器、4×33%容量的高速混床，一套再