烟气脱硫系统预设计

卷册检索号 30-F286C-Q06

徐州彭城发电厂三期工程 （231000MW级机组）

初步设计

第二十四卷 烟气脱硫系统预设计

中国电力顾问集团华东电力设计院

电力工程勘测设计甲级0900011－sj 工程勘测甲级0900016-kj

2007年5月 上海

2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计

徐州彭城发电厂三期工程 （231000MW级机组）

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第二十四卷 烟气脱硫系统预设计

总 工 程 师：

设计总工程师：

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目 录

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

概述 ................................................................................................................... 1 场地条件和自然条件 ....................................................................................... 3 脱硫岛设计条件 ............................................................................................. 11 主要设计原则 ................................................................................................. 16 系统、设备的技术要求 ................................................................................. 17 化学废水部分 ................................................................................................. 23 电气部分 ......................................................................................................... 26 热工自动化部分 ............................................................................................. 40 建筑结构 ......................................................................................................... 50 采暖通风及空调部分 ..................................................................................... 56 消防部分 ......................................................................................................... 57 设备材料清册 ................................................................................................. 61 附图目录： 1 脱硫系统流程图

F286C-Q06-01 F286C-Q06-02 F286C-Q06-03 F286C-Q06-04 F286C-Q06-05 F286C-Z-04

2 石灰石浆液制备系统图 3 石膏脱水系统流程图 4. 脱硫DCS配置图

5. 脱硫系统主接线图 6. 厂区总平面布置图

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1 概述 1.1 设计依据

(1) 华东电网有限公司华东电网计[2005]604号《关于徐州彭城发电厂三期工程(231000MW)接入系统设计(一次部分)审查意见的通知》。

(2) 国家环境保护总局环审[2006]57号《关于徐州彭城发电厂三期(23900兆瓦)工程环境影响报告书的批复》。

(3) 江苏省建设厅苏建规造字[2006]6号《建设项目选址意见书的批复》。

(4) 水利部水保函[2005]296号《关于徐州彭城发电厂三期工程(23900MW)水土保持方案的复函》。

(5) 江苏省地震局苏震安评[2005]14号《关于徐州彭城发电厂三期工程场地地震安全性评价工作报告的批复》。

(6) 江苏省水利厅苏字申[2006]第73号《取水许可申请书》。

(7) 电力规划设计总院电规发电[2006]349号《关于印发徐州彭城发电厂三期工程(231000MW级机组)可行性研究报告审查会议纪要的通知》。

(8) 电力规划设计总院电规发电[2006]477号《关于印发徐州彭城发电厂三期工程(231000MW机组)利用城市中水可行性研究专题报告的审查意见》。 1.2 电厂的建设规模及资金来源

本工程为徐州彭城发电厂三期扩建项目，建设231000MW级超超临界燃煤发电机组，并同步建设烟气脱硫和脱硝装置。

根据《合资建设经营彭城发电厂三期工程项目意向书》，本期工程项目注册资本金占工程动态投资的25%，由华润益斯特亚电力有限公司(华润电力控股有限公司)、国投华靖电力控股股份有限公司、江苏省国信资产管理集团有限公司、徐州华兴投资有限公司四方分别以35%、30%、20%和15%的比例分摊投资，其余资金拟由中国工商银行和中国交通银行贷款筹措。 1.3 本期工程的建设进度

根据江苏电力市场分析的结果，本工程的231000MW级机组可于“十一五”末建成投运。由于本工程的供电负荷主要是苏南，因此，电力送出受徐州电网电力送出及苏北苏南过江通道容量的制约，工程的建设进度应和苏南苏北过江通道的建设相协调，以适应苏南苏北过江通道的送电能力，将本期的电力送往苏南。

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1.4 本工程脱硫岛设计范围

本工程脱硫部分采取整岛招标，本脱硫工程设计原则，是供业主进行本期工程脱硫部分进行整岛招标确定招标书主要技术原则、协调与电厂其他部分的接口，脱硫岛设计范围包括，满足全套脱硫装置(FGD)需要的工艺、废水处理、电气、通信、热控、土建(脱硫部分总平面布置、建筑、结构、暖通)、水工(包括消防)、环保、脱硫副产品处理等。

1.5 脱硫岛外部项目协作及分工 本工程由本院进行的设计内容如下：

(1) 厂区总体规划，包括与一、二期工程的统一规划和协调。 (2) 主厂房、辅助、附属厂房内生产设施(除外协部分)全部工程。 (3) 升压配电装置工程(以出线绝缘子串为界)。 (4) 循环水及锅炉补给水系统全部工程。 (5) 厂区范围内燃料输送、贮存系统的全部工程。 (6) 厂区范围内除灰设施全部工程。

(7) 厂区范围内生产设施、构筑物的道路、上下水道、沟道及照明等全部工程。 (8) 环境保护和治理工程(本工程的脱硫、脱硝部分由业主采取整岛形式招标，脱硫、脱硝岛的施工图设计由中标厂商负责)。 (9) 厂区绿化规划 (10) 厂内通信设施 (11) 工程总概算

由业主委托其它专业设计单位完成的设计项目内容如下：

(1) 厂区运煤铁路专用线。与我院的设计分界线为翻车机室南面第一排柱中心向南30m处。

(2) 京杭大运河南岸蔺山大件卸货及运煤、出灰码头。 (3) 厂区外运货、运灰道路(包括大件运输道路的加固改造)。 (4) 厂区通信。

(5) 厂外中水供水管网等。

脱硫岛的分界，原则上为脱硫岛区域(包括脱硫废水楼)外1 m，详见脱硫总平面布置图，如有特殊的分界要求，详见各专业的说明。

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2 场地条件和自然条件 2.1 厂址地理位置

徐州彭城发电厂厂址位于江苏省徐州市，铜山县柳新。厂址北靠京杭大运河(不牢河段)，蔺家坝下游京杭大运河与桃园河汇合处的南岸，南至铜山县丁楼、李庄和东面的大口村各约0.8km，厂址东距津浦铁路约8km，南离陇海铁路约11km，连接津浦、陇海两条铁路的茅夹线(茅村－夹河寨)从电厂以南约2.5km处通过，电厂主入口南约200m正在建设绕城高速公路(四环路)。

彭城电厂厂区及其四周地势平坦，历史上原为黄泛区，经过历年改造，目前都是一般的农田，厂区外围散布有少量农舍，附近无大的村庄。现有厂区东西平均宽约800m，南北平均长约900m，厂区围墙内总用地约658300m2，其中80000m2为施工生活用地。厂址自然地坪标高在34.60~35.20m左右(1956年黄海高程系统)。厂址的百年一遇洪水位为35.33m，百年一遇内涝水位为34.58m。一、二期工程主厂房及其它主要建筑物的室内地坪设计标高为36.00m，室外场地地坪设计标高为35.80m，均高于百年一遇洪水位和百年一遇内涝水位，保证电厂安全运行。

2.2 交通运输条件

电厂的对外交通状况良好，水陆交通方便快捷。 2.2.1 铁路

徐州市位于江苏省北部并与鲁、豫、皖相邻，是津浦和陇海两条铁路干线的交汇点，因此，铁路交通十分便利。

电厂一期工程已建成铁路专用线，从国家铁路线上的杨屯车站接轨进入厂内，全长4.5km。一期工程建设时的大部分设备和材料，都采用铁路运输。

杨屯站位于茅夹线上，是徐州铁路枢纽的周边站，站场按工业编组站设计布置。杨屯站西距陇海线上的夹河寨站10km，东距茅夹线上的周宅子站7.6km。站的西咽喉设走行线，与徐州九里山矿区的南岗集配站联接，东咽喉有徐州万寨港和电厂铁路专用线接轨点。

杨屯站现有股道布置为一级二场，计有正线二股，到发线十四股，有效长度均为1050m。在上行端设机车待车线一股，有效长度400m；徐州北端设一股牵出线，有效长度550m。根据站场条件，可以根据需要进行扩建。

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电厂厂内站在二期工程完工后现有十二股道：其中重车线2条，每条有效长度1050m；空车线4条，每条有效长度1100m；机车走行线1条，有效长度1011m；机待线1条，有效长80m；卸油线1条，有效长316m；禁翻车卸车线1条，有效长435m；车辆临修线1条，有效长120m；轨道衡线1条，有效长227m。

本期工程的所需燃料仍采用铁路运输，在工程建设期间的大部分设备和材料，也以铁路运输较为方便。因此，杨屯接轨站需进行扩建改造，厂内站现有股道也要延伸或改造。有关铁路方面的改扩建的可行性研究工作，已由建设单位另行委托中铁济南勘察设计咨询院有限公司进行。根据中铁济南勘察设计咨询院有限公司已完成的《徐州华润电力有限公司彭城发电厂三期铁路专用线工程可行性研究》和专用评审意见，扬屯站改扩建方案为：杨屯站内已有电厂一、二期工程到发线3条，三期工程在预留的18股位置增加到发线1条就可满足电厂燃煤直达列车的运输要求。 2.2.2 公路

电厂厂区内的道路已形成网络，并有进厂公路(华润路)与徐州市的公路主干线三环路相连，进厂公路长约4km，按二级公路标准建成，混凝土路面。三期工程建设时的地方材料和部分中小件设备可通过公路运抵电厂，另外电厂南大门外正在建设环城高速公路(四环路)，公路交通非常方便。 2.2.3 水路

厂址北侧紧邻京杭大运河，该段京杭大运河为二级航道，2000吨驳船可常年通航。离厂区约500m处的运河岸边建有简易卸货码头一座，主要装卸煤炭，根据上海交运大件物流有限公司《徐州彭城发电厂三期23900MW工程汽轮发电机组大件设备运输可行性方案》及专家评审意见，该码头通过适当改造，本工程建设中的大件设备，可利用水运到现场，当地，地方性建筑材料也可通过水路运至电厂。另外，当工程建成投产之后，业主打算将码头继续作为灰渣综合利用水路外运和补充部分由水路来煤的煤炭和灰渣的综合运输码头。 2.3 工程水文气象 2.3.1 工程水文特征值

(1) 本工程高程系统采用1956年黄海基面高程。

1956年黄海基面高程=废黄河基面高程?0.14m。 (2) 设计洪水位

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根据1992年3月淮河水利委员会对徐州彭城发电厂厂址设计洪水位提供的结论意见，推荐采用现状情况下再现1957年时的洪水位35.33m作为厂址百年一遇设计洪水位。和一、二期工程相同。 (3) 设计枯水位

根据当地水文站对蔺家坝闸下1985~2003年对不牢河的实测水位统计资料，推荐97%保证率的设计枯水位为29.80m。本工程补给水泵房的取水口前池底板高程应根据满足97%保证率的设计枯水位并参照设计河底高程27.00m进行设计。 (4) 内涝

1957年徐州地区发生百年一遇洪涝灾害，由于湖西大堤决口，使整个地区汪洋一片，洪涝不分。故1957年洪水相当于百年一遇涝水。由于电厂场地标高在百年一遇洪水位以上，厂区不受内涝影响。 (5) 水温

由于近期电厂河段无实测水温资料，故水温选用厂址下游94km处的中运河邳县水文站1962~1967年的水温资料，见下表。

邳县水文站1962~1967年的水温资料

月份 平均水温 最高水温 最低水温 1 1.4 5.9 0.0 2 2.8 7.7 0.0 3 8.0 4 5 6 7 8 9 10 11 12 3.3 7.8 0.0 14.2 20.5 24.8 28.0 28.6 23.2 16.8 10.1 20.0 22.0 29.0 30.0 34.0 35.5 30.5 25.0 18.7 2.0 7.0 11.0 19.5 21.3 21.5 18.0 8.5 1.7

夏季频率为10%的日平均最高水温为31.4℃。 2.3.2 工程气象特征值

(1) 气压(Pa)

历年平均气压： 历年年最高气压：

101220

104240 (2000年1月31日)

(2) 气温(℃)

历年平均气温： 极端最高气温： 极端最低气温：

14.4

40.6 (1972年6月11日) -22.6 (1969年2月6日)

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历年平均最高气温： 历年平均最低气温： 历年最热月平均气温： 历年最冷月平均气温： 历年最热月最高气温平均：

19.8 9.9 27.1 (7月) 0.2 (1月) 34.0 (1994年7月)

(3) 绝对湿度(Pa)

历年平均绝对湿度： 最大绝对湿度： 最小绝对湿度：

1350

4100 (1964年8月7日) 30 (1965年3月15日)

(4) 相对湿度(%)

历年平均相对湿度： 最小相对湿度：

69

2 (1961年2月19日、1965年3月15日)

(5) 降水量(mm)

历年平均降水量： 历年最大年降水量： 历年最大月降水量： 历年最大一日降水量： 历年最大一小时降水量： 历年最长一次降水量：

842.5

1213.4 (1963年) 481.3 (1982年7月) 315.4 (1997年7月17日) 83.5 (1997年7月17日) 368.8 (1965年7月6－22日)

(6) 蒸发量(mm)

历年平均蒸发量： 历年最大蒸发量：

1798.9

2279.0 (1978年)

(7) 日照

历年平均日照时数： 历年最多年日照时数： 历年平均日照百分率：

2261.9h 2592.8 (1966年) 51%

(8) 雷暴(d)

历年平均雷暴日数： 最多雷暴日数：

25.5 41 (1963年)

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(9) 历年最大积雪深度： (10) 最大冻土深度： (11) 风速及风向

历年平均风速：

实测10分钟平均最大风速： 全年主导风向： 夏季主导风向： 冬季主导风向：

25cm (1964年2月15日) 24cm (1968年1月2日)

2.6m/s 15.8m/s (SSW) ENE (频率12%)

ENE、E、ESE (频率11%) ENE (频率13%)

根据《建筑结构荷载规范》徐州地区的50年一遇风压为0.35kg/m2，100年一遇风压为0.40kg/m2。

根据《建筑结构荷载规范》徐州地区的50年一遇雪压为0.35kg/m2，100年一遇雪压为0.40kg/m2。

(12) 历年各月平均气压、气温、相对湿度、绝对湿度、风速、降雨量如下表 月 份 月平均气压(Pa) 极端最高气压(Pa) 极端最低气压(Pa) 月平均气温(℃) 极端最高19.8 24.4 30.1 34.8 38.2 40.6 40.0 38.2 36.2 34.5 29.0 21.3 气温(℃) 极端最低-17.3 -22.6 -7.6 -1.4 气温(℃) 月平均相对湿度2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计

100250 99510 99100 98910 99050 98750 98730 98890 98890 100160 100220 100430 104420 104080 103470 103180 102110 101340 100940 101380 102350 103250 104060 104200 一 二 三 四 五 六 七 八 九 十 十一 十二 102270 102080 101630 101060 100590 100120 99900 100200 100950 101610 102030 102260 0.2 2.5 8.0 14.9 20.6 25.1 27.1 26.4 21.6 15.7 8.6 2.4 4.8 12.4 15.8 15.7 5.0 -1.0 -8.3 -13.5 65 63 62 63 64 66 80 81 75 71 69 66

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月 份 (%) 最小相对湿度(%) 月平均绝对湿度(Pa) 月平均风速(m/s) 一 二 三 四 五 六 七 八 九 十 十一 十二 8 2 2 6 8 6 27 28 17 9 10 6 410 470 660 1060 1500 2050 2850 2760 1920 1250 790 490 2.4 2.7 3.1 3.2 3.0 3.0 2.7 2.3 2.2 2.1 2.3 2.3 最大风速13.3 15.4 15.8 15.3 14.0 15.4 14.0 13.3 13.6 15.0 13.0 13.0 (m/s) 及风向 月平均降16.2 20.2 34.4 50.4 64.7 101.6 246.1 136.1 83.9 47.9 27.2 13.8 雨量(mm) 最大降雨72.1 57.7 115.5 191.7 313.6 262.5 481.3 317.2 247.6 135.8 100.7 61.6 量(mm) 最小降雨量(mm) 月平均蒸53.5 79.8 143.8 197.2 247.8 265.1 206.2 187.3 155.1 131.0 85.1 58.3 发量(mm) 最大蒸发89.1 131.0 225.7 317.8 350.4 424.9 272.5 257.4 209.3 186.0 137.7 97.8 量(mm) 最小蒸发30.5 43.8 86.8 105.1 135.6 167.6 144.5 130.7 103.0 77.4 48.0 30.0 量(mm) 1988年至2002年热季频率为10%的湿球温度为26.2℃，相应日期的气象参数见下表：

热季频率为10%的气象参数表

日期 湿球温度 干球温度 相对湿度 平均风速 逐日平均气压 0.0 0.0 0.2 2.7 2.5 8.1 45.9 10.3 0.6 0.4 0.0 0.0 SW NE SSW SSW ENE ENE W NW ENE W NNW W 2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计

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2001.8.5 1999.7.29 1998.7.7 1998.8.9 26.2 26.2 26.2 26.2 27.8 30.3 30.2 28.1 89% 73% 72% 87% 1.5m/s 0.6m/s 2.5m/s 1.9m/s 1003.5hPa 997.1hPa 999.3hPa 999.7hPa

(13) 暴雨强度公式：

q?550?1?1.1lgP? 0.52t式中：q －暴雨强度，公升/(公顷?秒)； P －重现期，年； t －设计历时，分钟。 2.4 厂区地震、地质条件

(1) 厂址区区域地质构造稳定，无全新世活动断裂带通过，场地稳定性较好，适宜扩建。

(2) 根据本场地三期扩建工程地震安全性评价工作报告，50年超越概率10%条件下，拟建厂址基岩水平向地震动峰值加速度值为0.087g；地表水平向地震动峰值加速度值为0.121g，特征周期为0.5s。相应地震基本烈度为Ⅶ度。拟建场地覆盖层的平均等效剪切波速为200m/s，场地土类型属中软场地土，建筑场地类别为Ⅱ类，为可进行工程建设的一般场地。

(3) 厂址区勘察期间稳定水位在4.2～10.6m，稳定水位高程在23.45～29.98m。设计可将地下水位埋深按0.5m考虑。经室内水土分析试验，厂区地下水对混凝土结构无腐蚀性，对钢结构有弱腐蚀性。

(4) 轻型辅助建筑物，在地基承载力及变形验算满足设计要求时，可采用天然地基，以②1为主要持力层，但要注意地基的不均匀沉降，且须验算下卧层强度、变形是否满足要求。

(5) 可采用振冲、挤密碎石桩等方法进行浅地基处理，将置换率达到20%，提高复合地基承载力，以满足水工等附属建筑物的需要。

(6) 厂区主要建筑物宜采用桩基，以PHC-AB600(130)-38b型和PHC-AB600(110)-35b型为主力桩型，打入式沉桩，桩端持力层可选在?、?、?层；大型附属建筑物宜采

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用PHC-AB600(110)-28b型桩，打入式沉桩，桩端持力层选?层层底。在冷却塔基础地段考虑使用钻孔扩底灌注桩或支盘灌注桩；在小型附属建筑物地段采用小预制桩。最终单桩承载力标准值、桩型、桩长确定宜在综合试桩和施工图勘察后最终确定。 (7) 厂区内上部粉土、砂土层普遍存在液化现象，液化等级为轻微～中等。可基本分为三个区域：中等液化区、轻微液化区和不液化区，中等液化区主要沿掩埋古河道河床分布。可通过预制桩法或干振碎石桩法加固液化地基。

(8) 厂址区下伏灰岩地层岩溶发育，但因其具有埋深较深、岩性硬度较高、上覆粘土性质好、溶洞中大部分有粘土充填及地下水未被大量抽汲等特点，上部桩基对灰岩层产生的附加应力不会导致溶洞的坍塌，桩基方案成立。但需在下阶段勘察中进一步查清岩溶的水平向发育。

(9) 基坑的开挖需采取适当的基坑支护措施，保证基坑坑壁的稳定。同时，要求根据基坑的开挖深度、范围、开挖期间的地下水位，采取必要降水措施，避免流砂等现象产生。

(10) 建议在下阶段进行干振碎石桩浅地基处理实体试验和小桩的试桩。 2.5 水源

2.5.1 工程需水量

同一、二期工程一样，本期工程的231000MW级机组仍采用带双曲线自然通风冷却塔的闭式循环冷却水系统。在考虑了多种节水措施之后，经水量平衡计算，并考虑了一、二期工程锅炉补充水由原地下水供给改成由本期工程补充水供给的增加水量400m3/h，本期工程补充水取水量为5400m3/h，合1.5m3/s。 2.5.2 取水水源

工程的补充水水源有两个：城市中水和京杭大运河不牢河段的河水。

城市中水水源为徐州荆马河污水处理厂处理后的尾水。该污水处理厂位于徐州市区北郊，距电厂约14km。该厂设计总处理规模为203104m3/d，分两期建设，一期工程规模为103104m3/d已于2004年建成投用，出水水质(除磷酸盐外)已达到国家《污水综合排放标准》(GB8976-1996)中的一级标准。徐州市发改委和徐州市市政公用事业局都已有正式文件，同意电厂本期工程使用徐州荆马河污水处理厂的中水53104m3/d(约2100m3/h)。直供电厂的中水经深度处理后水质达到作为循环冷却水系统补充水标准(GB/T19923-2005)，中水外管网建设结合市政规划统筹进行，中水输送管

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网铺设至电厂围墙外1.0m处，费用在水价中体现，并委托徐州城建排水有限公司负责筹建、实施。电厂已与徐州城建排水有限公司签订了“中水利用协议”。

地表水源为京杭大运河不牢河段。取水口位于京杭大运河不牢河段解台闸~蔺家坝闸之间、不牢河右岸，距厂址约500m。经徐州市人民政府同意，徐州市水利局出文承诺：在特殊干旱年份依据“徐州市抗旱水源应急调度预案”，通过合理配置和优化调度保证电厂用水。

本期工程水资源论证报告书已由江苏省水文水资源勘测局编制完成，江苏省水利厅批复了本工程取水许可申请书([苏]字申[2006]第73号)。 3 脱硫岛设计条件 3.1 燃料

本期工程设计煤种采用晋中烟煤，校核煤种采用徐州混煤。锅炉点火及助燃采用0号轻柴油。考虑到本工程铁路来煤，煤质变化比较大，建议脱硫岛招标时，脱硫的设计煤种收到基含硫按1%考虑。

项目 设计煤种 烟煤 工业分析 全水分Mt.ar 空干水分Mad 挥发分Vdaf 灰分Aar 固定碳F.Car % % % % % 8.0 0.8 35 30.40 40.04 元素分析（收到基） Car Har St,ar Oar Nar Aar Mt.ar % % % % % % % 50.5 4.6 0.83 4.64 1.03 30.40 8.0 54.46 3.42 0.76 3.33 1.3 29.23 7.5 7.5 1.43 25 29.23 47.45 校核煤种 烟煤 2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计

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低位发热量Qnet,ar 哈氏可磨指数 KJ/kg HGI 20966 21736 64 灰熔融温度 74 DT（变形温度） ST（软化温度） FT（溶化温度） ℃ ℃ ℃ 1250 1300 1400 灰成分 1300 1350 1450 Sio2 Fe2O3 Al2O3 CaO MgO SO3 Na2O K2O TiO2 其它 3.2 锅炉 3.2.1

一般特征

％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ 49.03 2.83 37.54 4.99 0.6 / 1.2 1.02 2.79 49.33 5.54 35.65 4.24 1.0 / 1.15 0.53 2.56 锅炉为上海锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、塔式、露天布置燃煤锅炉。 3.2.2 编号 1 2 锅炉容量和主要参数（B-MCR工况）：

项 目 过热蒸汽流量 过热蒸汽压力 单 位 t/h MPa(g) 设计煤种 3044 27.46 校核煤种 3044 27.46 2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计

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编号 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 3.2.3

项 目 过热蒸汽温度 再热蒸汽流量 再热器进口压力 再热器出口压力 再热器进口温度 再热器出口温度 省煤器入口温度 预热器进口一次风温度 预热器进口二次风温度 预热器出口一次风温度 预热器出口二次风温度 锅炉排烟温度（未修正） 锅炉排烟温度（修正后） 锅炉保证效率（LHV）BRL工况 锅炉不投油最低稳定负荷 空气预热器漏风率（一年内） 空气预热器漏风率（一年后） NOx排放量 单 位 ℃ t/h MPa(g) MPa(g) ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ % %BMCR % % mg/Nm3 设计煤种 605 2544 5.95 5.76 372 603 297 23 27 332.5 341.5 131 125 93.5 35 6 8 350 校核煤种 605 2544 5.95 5.76 372 603 297 23 27 334 342 131 125.5 35 6 8 350 锅炉相关设备参数

数量（每台炉） ％ mg/Nm3 m3/s Pa 2 三室四电场 99.75 <100 2 662.9 6760 除尘器 型式 除尘效率 引风机出口灰尘浓度 引风机(单台BMCR) 型式及配置 风量 风压(含脱硝) 2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计

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烟囱 3.3 FGD入口烟气参数 1 2 3 高度 材质 m 240 防腐钢筒 FGD入口烟气数据 2烟气量（标态，湿烟气，实际含氧量） 2烟气量（标态，干基，6％O2） 2引风机出口烟温 2FGD工艺设计烟温 最高烟温 FGD入口处烟气成份（按6%干O2提供） 过剩空气系数 2N2 2CO2 2O2 2SO2 2H2O FGD入口处污染物浓度（6％O2，标态，干基） Nm3/s Nm3/s ℃ ℃ vol%,干 vol%,干 vol%,干 vol%,干 vol%,湿 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 t/h 设计煤种 校核煤种 921 851.1 125 175 1.385 81.379 12.544 6.0 0.077 8.52 1998.82 889.6 840 125.5 175 1.389 80.746 13.185 6.0 0.069 6.81 1784.27 4 2SO2 2SO3 2HCl as Cl 2HF as F 2设计烟尘浓度 2计算耗煤量 同步脱硝，转化率<1% 50 25 <100 409.9 50 25 <100 394.4

3.4 石灰石粉或石灰石

吸收剂采用铜山县矛村镇后川粉煤灰厂的石灰石粉，本期231000MW机组，年需石灰石量约11万吨/年，石灰石耗量如下：

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石灰石粉耗量 131000MW 设计煤种 校核煤种 231000MW 设计煤种 校核煤种 (Sar 0.83%) (Sar 0.76%) (Sar 0.83%) (Sar 0.76%) 小时耗量 (t/h) 日耗量 (t/d) 年耗量(3104t/y) 10.068 201.36 5.54 8.871 177.42 4.88 20.136 402.72 11.08 17.742 354.84 9.76 注： 1、机组日利用小时数按20小时计，年利用小时数按5500小时计； 3.5 供脱硫岛的水源、电源参数

工业水 压力 MPa 消防水 压力 MPa 生活水 压力 MPa 电源 中压交流 低压交流 直流 3.6 脱硫石膏堆场 脱硫岛工程产生的脱硫副产品石膏，主要考虑为综合利用，抛弃为副，当综合利用不好时，石膏堆放到电厂渣场。

3.7 静电除尘器

0.5 0.8~0.9 0.3 6kV（从主厂房来） 380/220V 220/110V（从主厂房来） 每台锅炉设置二台三室四电场静电除尘器，效率99.75%，电除尘器阻力不大于200Pa，漏风率小于2%。

3.8 烟囱

每两台炉合用一座双管烟囱，烟囱钢内筒管出口直径7.2 m，高度为240 m，为防止烟囱酸腐蚀，烟囱内筒须采取一定的防腐措施。

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3.9 废水处理装置

本期工程231000MW机组的脱硫系统共设一套自动控制的综合性废水处理系统，该综合性废水处理系统由收集输送、重金属及氟化物处理、中和处理、污泥浓缩脱水和辅助的加药系统组成。 3.10

电气和热控自动化

本脱硫岛采用的电压等级：AC 6kV、380/220V和DC 220V/110V。

大于等于200kW电动机采用6kV电压等级，电源从主厂房6kV工作段引接。 每台炉设二台脱硫低压变和二段脱硫PC，互为备用，电源分别从主厂房6kV工作段引接。

烟气脱硫与辅助车间综合系统（石灰石磨制系统、石灰石粉输送系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、脱硫废水处理系统、排空及浆液抛弃系统、杂用和仪用压缩空气系统等）采用脱硫分散控制系统（FGD-DCS）集中控制方式，设独立的脱硫控制室。脱硫系统自动化水平达到运行人员在脱硫控制室内通过操作员站对FGD进行集中监控，实现数据采集与处理、报警、显示、打印、定时制表、模拟量控制、逻辑顺序控制，达到单元集中控制水平；自动化水平能满足操作员通过CRT/键盘在控制室内可以完成装置的启停及正常工况的监视和调整，异常工况的报警和紧急事故处理。 4 主要设计原则

(1) 根据当地环境保护要求，脱硫岛工程与本期231000MW机组工程同步建设。 (2) 脱硫系统工艺采用石灰石—石膏湿式脱硫方案（FGD），脱硫效率按不低于95%设计。本期工程脱硫外购成品石灰石粉。石灰石粉通过气力输送系统输送至本期脱硫岛内的石灰石日粉仓。两台1000MW机组设置一套公用的石灰石浆液制备系统，两台1000MW机组设置一套公用的石膏脱水系统。石膏采用自卸卡车装车外运。 (3) 本工程脱硫系统采用整岛招标方式，采用成熟技术。对于一些国内不过关的关键设备和部件考虑进口。

(4) 脱硫系统设置独立的脱硫控制室。

(5) 脱硫系统监控采用DCS，其控制策略与原理应由脱硫工艺系统厂家负责提供。 (6) 脱硫系统6kV电源从主厂房6kV配电装置直接引接。

(7) 脱硫系统用水均由电厂供水系统供应，设一套脱硫废水处理装置。

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(8) 脱硫设备及吸收塔以后烟道烟囱等均要考虑相应的防腐和结露废水收集排水措施。

5 系统、设备的技术要求 5.1 脱硫工艺的技术原则

(1) 本工程的烟气脱硫工艺为石灰石—石膏法湿式烟气脱硫工艺，吸收塔型式为喷淋式吸收塔。脱硫装置采用一炉一塔方案或采用一炉二塔方案, 每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉100%BMCR工况时的烟气量，石膏脱水系统为两套脱硫装置公用，脱硫效率按不小于95%设计。

(2) 脱硫系统设置100%烟气旁路，保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。

(3) 系统中设置四台静叶或动叶可调轴流式增压风机（每两台风机对应一台锅炉的烟气量），增压风机性满足锅炉负荷变化的要求。增压风机留有一定裕度：风量裕度不低于10%，另加不低于10℃的温度裕度；风压裕度不低于20%。

(4) 每套FGD系统一炉一塔方案中，每个吸收塔设三台氧化风机，两用一备，共6台。氧化风机保证在锅炉30%BMCR 燃烧设计煤种至100%BMCR燃烧校核煤种最大含硫量工况下及时氧化吸收塔中生成的亚硫酸钙，不需添加任何化学添加剂。氧化风机为罗茨型。

(5) 每个吸收塔设置两台石膏排出泵，一运一备。

(6) 烟气脱硫岛内设置一个两台炉公用的事故浆池，事故浆池的容量满足单个吸收塔检修排空时和其他浆液排空的要求，并作为吸收塔重新启动时的石膏晶种。事故贮浆系统应能在15小时内将一个吸收塔放空，也能在15小时内将浆液再送回到吸收塔。事故浆液设返回泵1台，不设备用。泵的容量按一台炉B－MCR工况时的浆液量考虑。

(7) 烟气脱硫采用石灰石粉，在厂内直接制浆。

(8) 脱硫后的净烟气不经过加热排入烟囱。烟囱结构具有防腐蚀措施。

(9) 吸收剂采用石灰石粉，通过气力输送至本期的石灰石粉仓；石膏采用自卸卡车外运。

(10) 制浆系统为公用系统，两台炉设一座石灰石粉仓和一只石灰石浆液箱。两台炉

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设2台石灰石浆液泵，一台运行，一台备用。

(11) 2台炉设一套公用的石膏脱水处理系统，2台真空皮带脱水机，每台出力按两台炉在BMCR工况下燃烧设计煤种时石膏产量的75％选型。

(12) 2台炉设2座石膏筒仓，总容积按存放3天的两台炉在BMCR工况燃烧设计煤种时石膏产量设计。

(13) 每座石膏筒仓下设1个出口，用于装车。

(14) 脱硫岛内仪用及厂用空气系统原则上来自于脱硫岛内的空压机。 (15) 全套脱硫装置需要的保安电源由厂内保安电源提供。 5.2 系统说明

5.2.1 石灰石浆液制备系统

本期工程脱硫用石灰石成品粉来自全厂统一规划的石灰石磨制系统。本期工程不单独设石灰石磨制系统。

作为脱硫吸收剂，石灰石成品粉从石灰石粉仓出口就地制浆，浆液经浆液泵输送至石灰石浆液箱。为便于粉仓内的石灰石粉卸料通畅，在粉仓底部设有空气流化装置。在粉仓内的石灰石粉经粉仓底部的卸料阀、皮带称重给料机均匀地送入石灰石浆液箱内，按一定比例加水并搅拌制成一定浓度的吸收浆液，为使浆液混合均匀、防止沉淀，在石灰石浆液箱内装设浆池搅拌器。石灰石浆液经泵送入脱硫场地中石灰石浆液缓冲箱，经石灰石浆液循环泵打入脱硫塔内。

每台炉设一座石灰石粉仓，粉仓容量按锅炉BMCR工况下燃用设计煤种时约3天的石灰石耗量考虑。每座粉仓下设一座石灰石浆液箱，配备两台石灰石浆液输送泵，一运一备。

5.2.2 SO2吸收系统

SO2吸收系统由吸收塔、吸收塔再循环系统、除雾器、氧化空气系统、石膏排出泵组成。SO2吸收系统的工艺控制包括吸收塔PH控制、浆液浓度控制和液位控制。烟气由锅炉引风机后的主烟道上引出，经挡板门、脱硫增压风机后进入吸收塔。吸收塔烟气入口上部为喷雾吸收区，该区域内设3~4层喷淋装置，每层喷淋装置上布置适量的浆液喷嘴，喷嘴使浆液雾化并完全覆盖整个吸收塔过流截面。每一喷淋层对应布置安装1台浆液循环泵，再循环浆泵将石灰石浆液打入喷咀雾化，烟气由下而上，被喷雾浆液反复洗涤，烟气中的SO2与吸收剂发生化学反应，生成亚硫酸钙，并汇于吸收

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塔下部的循环浆池，由氧化风机向循环氧化浆池送入足够的空气，使亚硫酸钙氧化，生成二水硫酸钙（石膏），生成的石膏再用石膏排出泵将石膏浆液送入脱水系统进行脱水处理，每个吸收塔设置2台石膏排出泵，1运1备，石膏排出泵连续运行，根据工艺运行要求，石膏回流至吸收塔、输送至石膏脱水系统或事故浆液池。吸收塔循环浆液在浆池的停留时间约为5min。

每个吸收塔设3台氧化风机，2用1备，共6台。

经洗涤脱硫后的烟气是带有液滴的湿烟气。在吸收塔的上部装有两级除雾器，当湿烟气上升通过该除雾器除去烟气中的液雾后，由吸收塔顶部引出后接入烟囱主烟道，通过烟囱排入大气。

系统中主要设备是吸收塔，该塔兼脱硫、氧化、除尘为一体。一炉一塔方案：吸收塔的直径约为23m，高度约为25m； 吸收塔的烟气脱硫率95%以上。 5.2.3 烟气系统

从锅炉引风机出口的总烟道上引出的烟气，通过增压风机升压后进入吸收塔。每台炉配2台增压风机。增压风机设计在FGD装置进口原烟气侧（高温烟气侧）运行。烟气在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，再接入主体发电工程的烟道、烟囱后排入大气。脱硫系统的进出口烟道上设关断档板门，在主体发电工程烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、进入FGD的烟气超溢和FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。所有暴露在低于露点温度的烟气或接触到可能的喷淋液或接触从吸收塔循环来的雾气或液体的全部烟道、内部构件、分流/导流板应衬以玻璃鳞片树脂进行保护。

5.2.4 石膏脱水系统

吸收塔的石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机。进入真空皮带脱水机的石膏浆液经脱水处理后形成表面含水率小于10％的石膏粉状晶粒，石膏纯度达90%以上，脱水后的石膏由皮带输送机送入石膏储存间贮存。石膏储存间的容积可满足脱硫装置在满负荷运行时，燃用设计煤种4天的石膏贮存量。石膏由汽车运至厂外供综合利用或至灰渣场堆放。当真空皮带脱水机故障或石膏综合利用有困难时，部分或全部石膏浆液可作抛弃处理。抛弃泵设置两台，一运一备。抛弃的浆液经抛弃泵送到脱硫岛灰浆池抛弃处理，石膏抛弃采用自卸汽车运输。

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两台锅炉烟气脱硫装置设置一套石膏脱水系统，该系统配备2台石膏旋流浓缩器，2台真空皮带脱水机和一个石膏储存间。单台真空皮带脱水机的出力按两台炉燃用设计煤种时BMCR工况下所产生的总石膏量的75%设计。

本工程2X1000MW机组的石膏脱水系统集中布置，位于煤场南侧、渣水处理设备附近。石膏脱水区设石膏脱水楼一座，三层，石膏储存间设在脱水楼的底层。

石膏浆液旋流器、真空皮带脱水机、真空泵等设备布置于石膏脱水楼的三楼。石膏浆液旋流器高位布置，底流可自流进入真空皮带脱水机，上部溢流液可自流进入布置于二楼的废水旋流器给料箱中。根据石膏脱水的流程，石膏输送皮带机布置于二楼，接收脱水石膏，并将石膏输送至底层的石膏储存间中堆放贮存。回收水箱设于石膏脱水楼的附近，露天布置；废水旋流器则布置在回收水箱的顶部，底流可直接自流入回收水箱，上部溢流液则自流进入紧靠回收水箱布置的废水处理系统的废水储存箱中。

石膏脱水区还设有1个污水坑，用于收集地面冲洗水及系统中各浆液箱、水箱的溢流液。

5.2.5 石膏的运输系统

本期工程石膏运出方式为汽车运输方案，石膏从筒仓中卸料至自卸卡车，或外运综合利用，或运至渣场中专门的场地堆放。本期工程根据装车时间、运输距离等各方面的因素，配4辆载重量为16t的自卸卡车，用于将石膏从石膏筒仓运至渣场。 5.2.6 浆液排空系统

两套FGD装置设1个共用的事故浆液池，其容积至少可容纳一座塔内的全部浆液量，根据需要将吸收塔浆液临时贮存并作为晶种返回吸收塔。事故浆液返回泵在正常工作情况下使用时间不多，共设1台。 5.2.7 工艺水系统

FGD工艺水由电厂工业水系统供应。为节约用水，可以供给设备冷却用水后，回收进入工艺水箱。

整个FGD装置设置1只工艺水箱，3台工艺水泵，其中1台备用。工艺水泵的出力主要考虑以下用水量：

2吸收剂制备系统的连续补给水用水量 2石膏脱水系统的连续补给水用水量 5.3 主要技术指标

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石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的主要技术指标、副产品如下： 主要技术指标 脱硫效率 脱硫后烟气温度 脱硫装置可用率 单位 % ℃ % 石膏产量

小时产量（t/h） 设计煤种(Sar 0.83%) 年产量（3104 t/y） 小时产量（t/h） 校核煤种(Sar 0.76%) 年产量（3104 t/y） 1×1000MW 15.636 8.6 13.766 7.58 2×1000MW 31.272 17.2 27.532 15.16 数据 ≥95 ≥50 ≥95 注： 1、年利用小时数按5500小时计； 石膏质量设计数据

湿度 －真空皮带机对应飞灰入口浓度 <100mg/m3（标态，干态，6％O2） <150mg/m3（标态，干态，6％O2） <200mg/m3（标态，干态，6％O2） －纯度 －PH值 －颜色（白度） －气味 －平均粒径 －MgO（水溶性） －Na2O（水溶性） －K2O －Cl（水溶性） 单位 质量% 质量% 质量% 质量% 质量% - 质量% - 质量% 质量% 质量% 质量% 数据 ≤10 <10 <11 <12 ≥90 6.5-8 ≥60 中性 ≤0.06mm(90%通过250目) <0.021 <0.035 <0.07 <0.01 2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计

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－CaSO3212H2O（以SO2表示） －（可氧化有机物） －烟灰（以C表示） 铅（Pb） 镍（Ni） 钒（V） 联氨 油 S2－ 苯酚 CN－ F－ 总溶解固体 5.4 烟气脱硫装置的布置

质量% 质量% mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l <1 <1 <0.1 - - - - - - - - ≦100 ≦3500 徐州彭城发电厂三期231000MW机组脱硫工程工艺部分共分两个区域，即吸收塔区、石膏脱水区。吸收塔区为脱硫装置的主要区域，布置有吸收塔及辅助设备、烟气换热器、增压风机、石灰石粉储仓、石灰石浆液池等设备。石膏脱水区分为真空皮带脱水层、石膏筒仓。 5.4.1

布置特点

(1) 徐州彭城发电厂三期（231000MW级机组）工程脱硫工程的烟气脱硫装置布置分为两部分，即吸收塔区、和石膏脱水区。

(2) 脱硫装置的主要设备为部分露天布置，如吸收塔、增压风机、浆液循环泵等。 (3) 脱硫系统的主要车间、电气控制及设备楼、石膏脱水车间等布置紧凑集中，方便运行管理。

(4) 为了减少厂区噪音，大部分露天布置噪音大的设备均加有隔音罩，使所有设备的噪音可小于85 dB(A)。

(5) 在布置方面还考虑了重件、大件设备的检修起吊设施。（手动或电动）。 (6) 石膏采用筒仓堆放方式，石膏脱水设备建设在筒仓上部的脱水车间，节省占地面

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积，自动化程度高，厂区环境好。

(7) 脱水系统配电间和控制设备与灰库的配电间合并，建设在脱水区，布置紧凑，降低造价。 5.4.2

主要设备布置

(1) 吸收塔、增压风机、工艺水箱、事故浆液箱、石膏浆液箱、石灰石粉仓、滤布冲洗水箱、滤液回收箱、废水收集箱、石灰石浆液箱均为露天布置。

(2) 石膏脱水设备布置在石膏脱水车间（位于石膏筒仓上部），包括石膏旋流器、真空皮带脱水机、滤饼冲洗水箱、真空泵、滤布冲洗水泵、气水分离器。 (3) 制浆设备布置主要有石灰石粉储仓和石灰石浆液箱。 (4) 空压机、氧化风机等布置在电气控制及设备楼底层。 5.4.3 项目 数值 石膏筒仓容量 储存天数 (天) 3 石膏量 (吨) 5356 石膏容积 (m3) 3800 石膏筒仓内储存容积(m3) 1900 石膏筒仓 内径(m) 12 石膏储存间高度 (m) 25 6 化学废水部分 6.1 脱硫废水水质及水量

根据湿法(石灰石—石膏法)烟气脱硫工艺的特点，脱硫废水中杂质含量很高，主要包括悬浮物、过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属，其中很多是国家环保标准中控制的第二类污染物。

脱硫废水中污染物成分复杂。水质情况可能较恶劣。由于脱硫系统建设承包人未定，具体工艺不详，故其水量只能暂估，本工程231000MW机组脱硫废水暂按18m3/h计。 6.2 系统说明

脱硫废水的水量和水质与脱硫工艺、烟气成分、灰及吸附剂等多种因素有关。其中的各种重金属离子对环境有很强的污染性，水质比较特殊，处理难度较大，因此，湿法烟气脱硫工艺需配套与此相适应的废水处理装置。个别污染物还需通过小试来确定处理药剂的品种与药量。

通常在湿法烟气脱硫工艺中，由石膏脱水车间来的废水呈微酸性，并含有一些重金属离子和少量固体杂质。因此，该类废水处理系统通常采用化学和物理的综合处理

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的办法，以去除废水中的重金属离子，并使废水得到澄清，达标后回用或排放。该废水经综合处理，达到国家《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中第一类及第二类一级标准所规定的污染物最高允许排放浓度的要求。清水排至回用系统或排水系统，浓浆则经脱水机处理后将污泥进行填埋处理。脱硫废水处理系统流程如下：

石灰浆液↓

由石膏脱水车间来脱硫废水—→脱硫废水贮池—→废水泵—→pH调节箱—→ 有机硫或Na2S↓ 混凝剂↓ ↓助凝剂 氧化剂↓ 盐酸↓

反应箱—→凝聚箱—→澄清浓缩池—→混合水池—→过滤器—→最终中和池

?浓浆至脱水机，压成泥饼后填埋

—→净水池，处理合格后回用或排放。 系统采用连续自动运行，处理过程为重力自流。 6.2.1 脱硫废水处理系统

本期工程231000MW机组的脱硫系统共设一套自动控制的综合性废水处理系统，该综合性废水处理系统由收集输送、重金属及氟化物处理、中和处理、污泥浓缩脱水和辅助的加药系统组成。

废水处理系统由脱硫废水贮池、废水泵、pH调节箱、反应箱、凝聚箱、澄清浓缩池、混合水池、过滤器、最终中和池和净水池等组成。石膏脱水车间来的脱硫废水先送至脱硫废水贮池，由废水泵送至pH调节箱、反应箱、凝聚箱组成的三联箱。废水进入pH调节箱后，在其内加注石灰浆液将废水的pH调至9~10，然后自流进入反应箱，在反应箱中加注有机硫或Na2S使离子态的重金属与硫化物进行化学反应，生成细小的络合物，然后再自流进入凝聚箱，在凝聚箱中加入混凝剂，使细小的络合物长成稍大的絮凝体，再在凝聚箱出口加入助凝剂，它能降低颗粒表面张力，使絮凝物变得更大、更容易沉降。废水在三联箱各槽内的停留时间不少于半小时。

废水从凝聚箱中自流入澄清浓缩池，在澄清浓缩池中，絮凝体靠重力与水分离，籍此除去重金属及有害物质。上部澄清水由澄清浓缩池周边的溢流口自流至混合水池，下部的浆液沉淀在澄清浓缩池的底部，通过机械旋转刮泥耙刮出，其中一小部分泥浆通过泥浆返回泵持续返回至pH调节箱作为下一批处理的“晶种”， 而大部分泥

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浆通过泥浆输送泵送至脱水机处理成泥饼后，运至厂外指定区域填埋处理。

废水在澄清浓缩池内的停留时间不小于6小时，上升流速为1～1.5m/h。 澄清水由澄清浓缩池周边的溢流口自流至混合水池后，其中加氧化剂以降低COD至合格，再至过滤器去除细小悬浮物后进入最终中和池，在池内通过加盐酸，将净水的pH值调至6~9之后排放或回用（在下阶段研究最终确定）。

本系统的综合处理能力为：18m3/h。 6.2.2 化学加药系统

脱硫废水处理的化学加药系统由石灰加药系统、有机硫或硫化钠加药系统、凝聚剂加药系统、助凝剂加药系统、脱水助剂加药系统、氧化剂加药系统和盐酸加药系统组成。加药系统将根据废水水质的实际情况，进行自动控制加药量。 (1) 石灰加药系统

石灰粉由自卸密封罐车运送至脱硫废水处理车间的石灰粉仓储存备用，仓顶配有袋式收尘器，底部配有流化装置。石灰粉仓下设有石灰消化箱及石灰浆液箱，通过石灰浆液泵将石灰浆送至pH调节箱，以控制废水的pH值在9~10范围内，为去除废水中重金属离子和澄清废水创造条件。 (2) 有机硫或硫化钠加药系统

有机硫或硫化钠加药系统由加药箱和计量泵等组成。加入有机硫或硫化钠以去除废水中的重金属离子。 (3) 混凝剂加药系统

混凝剂加药系统由加药箱和计量泵等组成。加入混凝剂的目的使分散的悬浮颗粒凝聚成集中的絮凝体，以澄清废水。 (4) 助凝剂加药系统

助凝剂加药系统由加药箱和计量泵等组成。加入助凝剂使集中的絮凝体成块沉淀或增加脱水效率，加速废水的澄清速度。 (5) 脱水助剂加药系统

脱水助加药系统由加药箱和计量泵等组成。在进入脱水机的泥浆中加入脱水助剂以增加脱水效率，降低泥饼中的含水率。 (6) 氧化剂加药系统

氧化剂加药系统由低位贮槽、输送泵、加药箱和计量泵等组成。将氧化剂加入混

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合水池中，以降低水中COD。 (7) 盐酸加药系统

盐酸加药系统由低位贮槽、输送泵、加药箱和计量泵等组成。将盐酸加入最终中和池中，以调节池中净水的pH值，使其pH值达到6-9。 6.2.3 设备布置

本工程脱硫废水处理装置场地占地面积约为1280平方米左右（32米X40米）。 pH调节箱、反应箱、凝聚箱组成的三联箱高位布置于废水处理楼二层，澄清浓缩池室外地面布置，脱硫废水贮池、混合水池、最终中和池和净水池地下布置。主工艺是一个重力流处理过程。

有机硫加药系统、凝聚剂加药系统、助凝剂加药系统及脱水助剂加药系统布置在废水处理楼一层加药间内，石灰贮存、浆液制备及加注系统按重力流分别布置在废水处理楼的三层、二层及一层。氧化剂加药系统、盐酸加药系统布置在室外。

脱硫废水重要的控制和报警信号传输至脱硫系统的控制室，或由业主确定以便统一管理。 7 电气部分 7.1 总述 7.1.1

本部分为脱硫岛电气系统的工作范围和技术规范。工作范围为烟气吸收系统，

石灰石制浆系统、石膏脱水系统、仪用空气系统的电气系统，以及事故保安电源系统、直流系统、UPS系统。承包商应负责本工程脱硫岛工作范围内电气系统的系统设计、安装设计、设备及材料供货及安装、调试 ，承包商应提供全部设备的技术规范、设备订货图、设备安装图、设备材料清册(含电气设备、电缆、电缆构筑物、防火阻燃设施、照明、接地设备、安装材料等)、电缆清册（包括电缆编号、型号、规范、截面、芯数、长度、起点、终点等）。 7.1.2

电气系统包括：供配电系统、电气控制与保护、照明及检修系统、防雷接地

系统及安全滑触线、通讯系统、电缆和电缆构筑物、防火阻燃设施、电气设备布置。 7.1.3

脱硫岛承包商工作范围内的所有电气设备（包括设备基础、予埋件、电缆埋

管等）的设计工作均属于承包商工作范围。脱硫岛承包商负责全厂脱硫负荷的供电设计，包括脱硫岛UPS、直流配电设计。 7.2 电气设计范围和分界点

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7.2.1 电气部分的设计范围包括以下各项：

(1) 6kV电动机、低压干式厂用变压器； (2) 380V系统；

(3) 过电压保护及防雷、接地设计； (4) 电动起吊设施滑线安装设计； (5) 直流系统；

(6) 交流不停电电源UPS系统；

(7) 电缆、电缆清册、电缆设施（包括电缆沟、电缆埋管、电缆桥架的布置）、电缆敷设及防火封堵； (8) 照明及检修系统； (9) 设备及材料清册； (10) 通讯部分设计；

(11) 电气进入DCS系统设计（不包括DCS系统）； (12) 火灾报警部分设计。

7.2.2 电气设计的分界点：

（1） 厂用电源：脱硫岛区域内6KV电动机、低压干式厂用变压器、保安段电源由业主负责提供,承包商负责脱硫岛区域内380V电气设备的供电。6KV动力电缆接口在脱硫岛一次设备上，控制接口在业主中压开关柜上。动力电缆两端都在脱硫岛内的由承包商供货，控制电缆一端在脱硫岛内的由承包商供货。

承包商负责相应6kV馈线柜控制保护接线的二次线设计（根据业主提供的单元图）并且提供负荷资料包括负荷性质、容量等给业主。

（2） 通信：脱硫岛行政通信及调度通信利用业主交换机，脱硫岛设配线箱，行政通信及调度通信分开设置。通信工作的分界点在业主通信室配线箱处，此配线箱以后属于脱硫岛工作范围。

（3） 电缆敷设设施和照明：电缆敷设设施如桥架、电缆沟、埋管、电缆防火设施、照明设施等与业主的分界点为脱硫岛区域外1米。

（4） 接地：脱硫岛接地网与业主厂区接地网应有不少于四处连接，该连接的分界点为业主厂区接地网，脱硫岛负责脱硫岛接地网以四点连接至业主厂区接地网，并设置

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接地井。

（5） 安装设计：脱硫岛电气设备的安装设计属脱硫岛负责范围。

（6） 控制和保护：脱硫岛内所有电气设备的控制和保护均由脱硫岛负责设计和供货。 （7）火灾报警和消防控制系统

脱硫岛火灾报警和消防控制系统属脱硫岛设计和供货范围，脱硫岛的火灾报警和消防控制系统是从属于主厂房火灾报警和消防控制系统的区域报警控制子系统，接口点在脱硫岛火灾报警和消防控制盘的通讯接口上。 7.2.3

总体目标

承包商应设计并提供一套完整的脱硫岛区域内的电气系统和电气设备。电气系统和电气设备的设计应基于如下全面的考虑： (1) 考虑运行和维修人员的安全以及设备的安全； (2) 考虑可操作性和可靠性； (3) 考虑易于运行和检修；

(4) 考虑相同（或相同等级）的设备和部件的互换性；

(5) 系统内所有元件恰当地配合。比如绝缘水平、开断能力、短路电流耐受能力、继电保护和机械强度等；

(6) 考虑环境条件保护，如对腐蚀气体和（或）蒸汽、机械震动、振动和水等的保护；油漆颜色和技术条件应由业主方指定或确认。

(7) 电气设备在使用环境条件下，带额定负荷连续运行；

(8) 选择具有2台（件）以上在600MW机组工程条件下2年以上运行经验的电气设备和元件。

(9) 各系统的接线图、设备元件的配置等技术要求应经业主方确认，对各系统的选择计算如直流、UPS、变压器等应经业主方确认

(10) 所有经业主方确认的资料承包商不应免除应负的责任。

(11) 脱硫岛内的低压变压器全部采用干式变压器，电缆全部采用阻燃电缆，动力电缆用阻燃交联电缆。

7.3 电气设计应遵循的主要规程规范

工程建设标准强制性条文-电力工程部分

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2 国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 2《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行） 2 DL5000-2000

火力发电厂设计技术规程 火力发电厂厂用电设计技术规定 火力发电厂与变电所设计防火规定 火力发电厂和变电所二次线设计技术规定 电力工程直流系统设计技术规 火力发电厂和变电所照明设计技术规定 电力工程电缆设计规范

发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程 电缆防火措施设计和施工验收标准 高压配电装置设计技术规定 导体和电器选择设计技术规定 建筑物防雷设计规范（2000年版） 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 交流电气装置的接地

火力发电厂厂内通信设计技术规定

2 DL/5153-2002 2 GB50229-96

2 DL/T5136-2001 2 DL/T5044-2004 2 DLGJ56-1995 2 GB50217-94 2 SDJ26-1989

2 SDGJ154-2000 2 SDJ5-1985

2 DL/T5222-2005 2 GB50057-94

2 DL/T620-1997 2 DL/T621-1997 2 DL/T5041-1995

2 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 2 DL/T5149-2001 7.4 电气接线

本部分对脱硫岛应负责的电气系统进行描述并同时给出承包商应负责的设计阶段。本描述作为承包商的设计导则。以下各系统均应进行初步设计和施工图设计两个阶段。 7.4.1

电压等级及电压降

电测量及电能计量装置设计技术规程

1）本工程将采用下列电压等级：

6kV、50Hz、三相 6kV为中阻接地系统 用于容量大于或等于200kW电动机及厂用变压器 380V±5%、50Hz、三相四线制，中性点用于容量小于200kW的电动机、小动力负直接接地系统 荷、特殊设备的不间断电源以及照明和室2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计

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内插座的电源。 110V DC-15%～+10% AC，380/220V±5%、50Hz保安电源 AC 220V 50Hz UPS 2）电压降

配电回路的设计应使回路所接母线的最低电压不低于系统正常电压的下列百分数。

电动机回路

配 电 回 路 母线最低电压 照明回路

配 电 回 路 母线最低电压 控制回路

交流控制回路：90% 直流控制回路：90% 仪表电源回路 仪表电源回路：98% 7.4.2

6kV系统及380/220V接线

正 常 运 行 时 95% 短 时 93% 正 常 运 行 时 380V 电动机 95% 6.0kV 电动机 95% 起 动 时 380V 电动机 60% 6.0kV 电动机 70% 控制保护电源 作为紧急停机电源。 所有仪表，DCS等所有不停电电源 1）．对辅机所配的6kV电动机，除满足电动机选型的规范要求外，其起动电流须为额定电流的5.5~6倍。

2）低压厂用电系统采用PC（动力中心）、MCC(电动机控制中心)两级供电方式。 3）每台炉设二台足够容量的脱硫变(暂定2000kVA/台，由承包商按负荷定)和二段脱硫PC，互为备用，电源分别从本台机组二段高压工作段母线引接。负责向脱硫

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区域的低压负荷供电。

4）每台炉设一段脱硫保安段，二路电源进线，一路从本单元PC引接，一路从机组主厂房保安PC引接；由业主提供的保安电源为380V三相三线制，承包商在脱硫岛保安段进线端设足够容量的400/400-230V低压干式隔离变,且隔离变进线开关与工作进线开关联锁自切，承包商提出电源总容量要求。

5）石灰石制浆区域和石膏脱水区域分别设MCC。

石灰石制浆区域、石膏脱水区域、脱硫废水处理系统、石灰石磨制系统就地设MCC房间。

6）I类电动机和75kW及以上II、III类电动机、所有MCC电源回路、100kW及以上的馈线回路由PC供电，其余负荷由就近的MCC供电。低压干式变和PC采用A、B制，成对配置，互为备用，成对PC间设联络开关，并可以手动切换。除与PC相对应设置的成对MCC外，其他MCC均应采用双回供电，手动切换，两路电源互相闭锁。成对配置或互为备用的负荷应分别接在对应的两段母线上。380/220V系统为中性点直接接地系统。75kW及以上的电动机回路、接于PC上的馈线回路采用智能式框架断路器，75kW以下的电动机回路、MCC上的馈线回路采用电子式塑壳断路器。低压电器的组合应保证在发生短路故障时，各级保护电器有选择性的正确动作。

7）脱硫岛内所有双路供电的设备、系统，其电源自动切换时间应能保证设备、系统不因电源的切换而造成跳闸、重置、停运或其它故障的要求。

8）低压系统应有不少于25%的不同规格的备用回路。 7.4.3

直流系统

脱硫岛内设单独的直流系统，直流系统为2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛内电气控制、信号、继电保护、380V断路器合闸等负荷。直流电源为110V DC，设二段母线、三台充电器，二段母线之间设联络开关。蓄电池均采用阀控式密闭铅酸蓄电池，充电器采用高频开关电源（N+1备用）。

蓄电池、充电器屏及直流馈线屏及相关设备均为脱硫岛工作范围。承包商应将容量选择计算书提供给业主方确认。 7.4.4

不停电电源系统

UPS为2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛DCS及其它一些重要负荷用。UPS的输出电气参数由承包商根据承包商所提供的设备决定。UPS在全厂停电后继续维持其所有

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负荷在额定电压下继续运行不小于30分钟。UPS正常运行时负荷率不大于60%。UPS备用馈线回路不少于30%。

UPS、馈线屏及相关设备均为脱硫岛工作范围。承包商应将容量选择计算书提供给业主方确认。 7.5 主要电气设备选择

开关柜、UPS(进口)、直流及干式变压器的型号应与业主主厂房选型一致，承包商在投标时应在投标书中提出三家上述设备的供货商，并分别报价，具体型号由业主在设计联络会时指定。 7.5.1

脱硫低压工作变

采用铜芯环氧浇注低损耗10型干式变压器，主要参数如下： 2额定容量： 2额定电压： 2调压方式： 2接线组别： 2阻抗电压： 2绝缘等级： 7.5.2

低压配电柜

2000kVA，2台 6.3±232.5%/0.4kV 无激磁调压 Dyn11 8％ H级

1）380/220V PC及MCC配电柜选用MNS(改)抽屉式配电柜。电源回路、大容量回路的断路器采用框架式智能断路器(ACB)，其操作机构为电动储能式操作机构，操作电源为DC 110V。其余回路采用塑壳式断路器(MCCB)。

额定运行短路分断能力为50kA/1秒。 2）就地控制箱

与工艺流程无关的负荷（不重要的设备）如：排水泵，抽水泵等可以通过就地控制箱操作。

这类泵的电机应采用就地液位控制并装有自动和手动操作装置。独立的液位控制柜装在电机附近。计量仪或液位监视仪应装于前面板。

就地控制箱采用经热浸镀锌处理的金属外壳，部分为不锈钢外壳，安装于墙上或经过热浸镀锌处理的支架上。防护等级至少应达到IP54。

控制箱必须装有必要的进线断路器或负荷开关，小型断路器、熔断器、辅助继电

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器、接触器、过流继电器、端子排、接地端和电缆连接单元。

就地控制箱至少应装有： ·开－按钮； ·关－按钮； ·运行指示灯； ·故障灯； ·带灯测试按钮；

在安装有两套电机时，采用一运一备方式，除了上述两套设备外，至少应安装下列设备：

·电动机1－电动机2（运转/备用电动机）预选开关；

·一旦运转状态的电机发生故障应自动转换到备用电动机运行；

在用液位开关控制泵用电动机时，除了上述手动－自动选择开关，还应安装必要的液位控制设备。单独的泵用电动机控制设备至少应设：

·手动－自动选择开关； ·用于电机的低液位触点－关； ·用于电机的高液位触点－开； ·用于控制室报警的高液位触点；

·用于控制室的作为泵空载保护和报警的超低液位触点； 当两个泵用电机用于同一个目的时，其控制至少应设： ·手动－自动选择开关；

·泵1－泵2（工作/备用泵）预选开关； ·两个高液位触点和液位控制： 用于预选开关的高液位触点；

用于第二个泵开启的高液位触点和用于控制室的报警信号； ·低液位触点用于泵关；

·作为泵空载保护和到控制室的报警信号的超低液位触点； ·如上所列的用于每个电机的就地控制和灯具。

3）电气设备防护等级

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·电气设备安装在有空调或通风装置的室内，其外壳的防护等级为IP31； ·电气设备安装在环境洁净的室内，其外壳的防护等级为IP42； ·干式变压器外壳的防护等级为IP21；

·在配电室、办公室及控制室的照明设备，其防护等级不低于IP31； ·在其余环境条件下的电气设备和照明设备，其防护等级为IP54；

··对于有防晒、防雨、防尘、防沙、防酸等要求的电气设备，其外壳的防护等级应根据实际情况确定；

· 电气设备安装在有爆炸性危险的场所，其防护等级必须达到IEC79所规定的爆炸性混合物燃点等级的要求。同时应注意IEC标准中关于在车间及贮存区等处有爆炸性危险的场所中，电气设备使用的有关条款。

4）防止触电措施

对于超过1000V的带电装置和设备应防止直接接触或间接接触。

对于可能直接接触的带电装置和设备，应采取对带电部分进行隔离或加保护罩（保护网）的方式进行保护；

对于可能间接接触的带电装置和设备，也应有相应的保护等措施。 5）电气设备的颜色标识

电气设备外壳的颜色由业主方指定或确认。 控制屏、盘上的指示灯、按钮采用如下颜色标识： a)指示灯 －断路器开 －断路器关

红色 绿色

－阀门位于打开位置 －阀门位于关闭位置 －电动机运转 －电动机停转

红色 绿色 红色 绿色

黄色、红色或采用相应铭牌的分合指示；并

－报警、跳闸及故障信号

采用不同的颜色区分跳闸信号和报警信号。

b)按钮

－断路器合闸（开）

红色

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－断路器跳闸（关） －所有其他按钮

绿色

黑色并带有相关铭牌文字

当按钮的ON/OFF状态的位置不易明确区分时，应通过“ON”/“OFF”或“O”/“I”标记或用以上所述的色彩标识加以注明。

对于模拟图，包括特殊的盘或柜面板等，承包商应采用经认可的颜色，所设定的指示器，设备符号应与模拟图上相一致。不同的电压等级在模拟图上应采用不同的颜色表示。

集中控制的重要电动机设就地事故按钮。事故按钮应带护盖，以防止误碰按钮造成电动机误跳。

6） 电气设备耐压要求 6kV设备 额定电压：7.2kV

绝缘水平：35kV(1分钟工频耐压) 75kV（雷电冲击耐压） 400V设备 额定电压：660V

绝缘水平：工频2500V（1分钟）

7.6 电气设备布置

低压变压器、PC段及脱硫保安MCC段、直流系统设备、UPS系统设备均布置于脱硫电控楼。

就地MCC则布置于负荷较为集中的各车间配电间。

电气设备的布置应考虑足够的操作、检修空间，配电室应考虑防火要求。配电室有一个方向大于7米，应最少设两个出入通道口及外开防火门。 7.7 控制与保护 7.7.1

控制方式

脱硫岛电气系统纳入脱硫岛FGD-DCS控制，不设常规控制屏。纳入脱硫岛监控的电气设备包括：6kV馈线开关，380V PC进线及分段开关、馈线开关，脱硫变压器，保安电源系统， 直流系统、UPS系统。所有6kV开关、低压空气断路器的控制电压

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采用110V DC。 7.7.2

保护

厂用6kV系统电源进线回路、馈线断路器采用微机型综合保护装置，设置在开关柜内。2000kVA及以上的低压厂变和2000kW及以上的电动机设差动保护，用于差动保护的CT二次额定电流为1A；其它均装设速断/过流保护。

380V系统按厂用电设计技术规定配置过流速断、过载和接地保护。 保护装置外接电源应为110V DC。 7.7.3

测量

测量表计配置按“电测量及电能计量装置设计技术规程”设计。 7.8 照明及检修系统

照明、检修和安全滑线设施（包括房间照明、设备照明、道路照明、应急照明）等与业主的分界点为脱硫岛各个区域外1米，区域内由承包商负责设计并供货。脱硫岛各区域的检修设施、起吊设备安全滑线等均属于承包商工作范围。 7.8.1

照明及检修电源供电

(1) 正常照明：在脱硫岛内各场所均设置正常照明，正常照明电源由380V脱硫段或就地MCC供电。

(2) 事故照明：在电控楼各层及FGD装置的扶梯、平台等处设置交流事故照明，交流事故照明由保安段供电。较远和分散区域的建筑物的交流事故照明，宜采用自带充电电池的应急灯。应急灯的放电时间应按1.5小时计算。

(3) 在控制室设置直流事故照明,直流电源有直流分配电屏引接，就地设照明开关。 (4) 检修电源：检修电源网络电压为380/220V。在电控楼；各辅助车间；FGD装置的平台等处均设置检修电源箱，供连接电焊机、检修照明及其它电动工具使用。检修电源由380V A、B段或就地MCC供电。FGD装置的平台上及密封金属容器外设置低压插座箱，电压为12V，供检修照明用电。检修电源均带漏电保护。 7.8.2

主要场所的照明及控制方式

(1) 控制室的照明采用光带或发光天棚。

(2) 电控楼电子设备间的照明采用高效节能荧光灯具；380V配电室、UPS室等的照明采用铝合金型体具灯组成发光带的照明方式。各房间的照明均在就地控制。 (3) 其它各辅助车间的照明采用三防灯具壁装或管吊安装，在就地控制。

2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计

ECEPDI 烟气脱硫系统预设计

工程检索号：30-F286C-Q06 第 37 页

(4) FGD装置平台、扶梯的照明采用三防灯具立管安装，在照明箱内集中控制。 7.9 过电压保护和接地

所有的高耸建筑物用避雷针、避雷带或避雷网防止直击雷。对于钢筋混凝土建筑物，可利用建筑物顶板、柱及梁内钢筋作为防雷措施。

本工程根据DL/T 621-1997：《交流电气装置的接地》，在脱硫岛内设置闭合的接地网，该接地网的接地电阻小于0.5Ω，并与电厂主接地网可靠连接，连接点不少于2个。所有电气设备、油箱、油管等均需接地。建筑物的户内接地极或接地引下线将与户外主接地网可靠连接。

地下水平接地体采用热镀锌扁钢，截面60x8mm2。地上部分接地体采用热浸锌扁钢，截面50x6，室内引线采用40x4扁钢。垂直接地体采用?60、长2.5米钢管接地极。

所有接地导体采用下列方式连接：焊接处应作防腐处理；裸露部分采用螺栓连接、电焊或放热焊接，焊接处应作防腐处理。

为防止接地网腐蚀，接地网考虑设阴极保护。采用阴极保护后，接地体可采用普通碳钢，并保证接地网30年的设计寿命。 7.10 电缆及电缆设施

电缆敷设设施如桥架、埋管、电缆沟、支吊架、电缆防火设施等与业主的分界点为脱硝岛各个区域外1米，区域内由承包商负责设计并供货。 7.10.1 电缆选型 （1） 6kV电力电缆

6kV电缆采用6/6kV阻燃型交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套铜芯电力电缆（ZRC-YJV-6/6kV）。缆芯允许温度90℃，按85℃选择。 （2） 380V电力电缆

采用交联聚乙烯绝缘、1.0kV、阻燃聚氯乙烯（PVC）护套铜芯电力电缆（ZRC-YJV -1.0kV）。

保安段采用耐火电缆。耐热电缆和移动电缆，其导体应由细的铜绞线组成。 （3） 控制电缆

采用乙丙橡胶或交联聚乙烯热固性绝缘，阻燃聚氯乙烯（PVC）护套，铜芯（B级，7股绞）控制电缆（ZRC-KVV-1.0）。

2007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计

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