【精品】河南宝山电厂MW机组调试大纲1

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机组调试大纲河南电力建设调试所
目次
1 目的 (04)
2 编制依据 (04)
3 工程概况 (04)
4 组织机构与职责分工 (18)
5 调试质量、安全目标 (21)
6 调试程序及试运应具备的条件 (24)
7 调试项目及工作内容 (28)
8 保证调试质量及缩短调试工期措施 (41)
9 重要调试项目原则方案 (48)
10附录 (56)
1 目的
为加强新乡宝山电厂一期工程2×660MW机组调试工作管理,明确启动调试工作的任务和各方职责，规范调试项目和程序，使机组调试工作有组织、有计划、有秩序地进行,全面提高调试质量，确保机组安全、可靠、经济、稳定地投入生产，特制定本大
纲。

机组调整试运是电力工程建设中的关键阶段。

通过调整试运使机组达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准》规定的技术指标。

本大纲既是该工程调试的质量计划，又是机组调整试运工作的基本导则，内容包括：工程调试项目策划、组织分工、试运程序、调试管理/质量优化保证措施及重要调试项目原则方案、调试方案/措施与资料清册等内容。

是指导工程调试各方面工作实现过程控制的重要文件。

本大纲经工程建设（生产）、安装、调试、监理等有关单位会签，试运总指挥批准后生效，各有关参建单位遵照执行。

本大纲在实施过程中如因客观环境变化需作修改、调整，由试运总指挥决定。

2 编制依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)及相关规程》。

2.2《火电工程启动调试工作规定（电力工业部建设协调司1996年5月）》。

2.3《火电工程调试质量检验及评定标准(1996年版)》。

2.4 《电力建设施工及验收技术规范》。

2.5《火电机组达标投产考核办法（2001年版）》。

2.6《火电机组达标投产动态考核办法（2001年版）》。

2.7 国家和行业颁布的有关技术标准、规程、规范。

2.8 设计、制造单位提供的技术文件、资料。

2.9《二十五项反事故技术措施》。

2.10《电力建设安全健康与环境管理工作规定》。

2.11 新乡宝山电厂一期工程2×660MW机组调试合同。

2.12 河南电力试验研究院、河南电力建设调试所按GB/T19001-2000（idt ISO9001：2000）标准建立的《质量手册》和《程序文件》。

3 工程概况
3.1 工程简况
新乡宝山电厂位于新乡市所辖的辉县市吴村镇南部，东距新乡市30公里，一期工程建设为2×660MW超临界、燃煤、水氢氢冷发电机组，工程已于2005年3月开工建设。

东方锅炉（集团）股份有限公司、上海汽轮机厂、上海电机厂为本期工程锅炉、汽轮机、发电机三大主机设备供货商。

工程建设单位：华电新乡发电有限公司。

工程设计单位：河南省电力勘测设计院。

工程监理单位：黑龙江电力建设监理有限责任公司。

工程安装单位：#1机组由山东电建一公司安装；
#2机组由河南第一火电建设公司安装。

工程调试单位：河南电力建设调试所
3.2 系统及设备简介
3.2.1 锅炉及其系统
3.2.1.1锅炉概况
一期工程装设两台由东方锅炉（集团）股份有限公司制造，型号为DG-2101/25.4-Ⅲ超临界变压直流炉、单炉膛、一次中间再热、旋流燃烧器前后墙对冲燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架悬吊结构∏型锅炉。

主要设计特点：
♦锅炉为单炉膛旋流燃烧器，前后墙对冲燃烧。

配6台双进双出磨煤机正压直吹式系统，配备24只HT-NR3型低Nox旋流燃烧器，分前后墙各3层布置，每层4只燃烧器；在BMCR工况时，5台磨煤机运行，一台备用。

♦锅炉水冷壁采用下炉膛螺旋管圈水冷壁和上炉膛垂直管水冷壁的组合方式，水冷壁为膜式水冷壁。

下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏，这一方面满足了变压运行性能的要求，另一方面可在水冷壁的顶部采用结构上成熟的悬吊结构。

保证在任何工况下（尤其是低负荷及启动工况），水冷壁内有足够的质量流速，保证水冷壁水动力稳定和传热不发生恶化，防止发生在亚临界压力下的偏离核态沸腾和超临界压力的类膜态沸腾现象。

♦本锅炉为消除蒸汽侧和烟气侧产生的热力偏差，过热器、再热器各段进出口集箱采用多根小口径连接管连接，并进行左右交叉，保证蒸汽的充分混合。

过热器管排根据所在位置的烟温留有适当的净空间距，用以防止受热面积灰搭桥或形成烟气走廊，加剧局部磨损。

处于吹灰器有效范围内的过热器的管束设有耐高温的防磨护板，以防吹损管子。

♦各级过热器和再热器采用较大的横向节距，防止受热面结渣结灰，同时还便于在蛇形管穿过顶棚处装设高冠板式密封装置，以提高炉顶的密封性。

♦锅炉采用紧身封闭结构，锅炉构架全部采用钢结构。

♦每台锅炉装有二台三分仓容克式空气预热器。

♦锅炉的过热器出口及再热器进出口均装有直接作用的弹簧式安全阀。

在过热器出口处装有动力控制阀(PCV)以减少安全阀的动作次数。

♦汽温调节方式：过热器采用二级喷水。

第一级喷水减温器设在低温段过热器与屏式过热器的大直径连接管上，分左、右各一点。

第二级喷水减温器设在屏式过热器与高温段过热器间的大直径连接管上，分左、右各一点。

减温器采用文笛管式。

再热蒸汽温度的调整是通过位于省煤器和低温再热器后方的烟气挡板进行的，并在低温再热器出口管道上布置有事故喷水减温器作为汽温的紧急调整。

过量空气系数的改变对过热器和再热器的调温也有一定的作用。

♦锅炉共布置有78只蒸汽吹灰器，其中32只长伸缩式吹灰器、42只炉膛灰器，省煤器区域配有4只半伸缩式吹灰器，吹灰器由程序控制。

炉膛出口两侧各装设一只烟气温度探针，单侧设置炉膛监视闭路电视系统。

锅炉主要参数：
3.2.1.2锅炉范围内主要系统
制粉系统：采用双进双出钢球磨冷一次风机正压直吹式制粉系统。

每台炉配6台双进双出钢球磨煤机，配12台耐压计量式给煤机，设两台密封风机，其风源取自一次风机出口的冷风，1台运行，1台备用。

每台炉设6个钢煤斗，每只煤斗的有效容积为481m3，6只钢煤斗的储煤量可满足BMCR工况10.48小时（设计煤种）耗煤量的需要。

风烟系统：按平衡通风设计。

空气预热器采用容克式三分仓，分成一次风、二次风和烟气系统三个部分。

每台锅炉配两台50%容量的一次风机，一次风机选用动叶可调轴流风机，风机入口设有消音器；配两台50%容量的送风机，送风机选用动叶可调的轴流风机，风机入口设有消音器。

配两台50%容量的吸风机，吸风机选用静叶可调轴流式风机；配置2台双室四电场静电除尘器，除尘效率≥99.6%；二炉合用一座出口内径9.5m，高度240m的套筒烟囱。

燃油及点火系统：本工程点火及助燃油采用0号轻柴油。

锅炉共设24支简单机械雾化点火油枪和8支蒸汽雾化启动油枪，每只HT-NR3燃烧器装设一支点火油枪，位于外二次风通道中，其出力为250kg/h，启动油枪装在前、后墙中层，位于燃烧器中心，其出力为4700kg/h。

除渣系统：采用机械除渣系统。

锅炉排出的渣落入捞渣机水槽中，捞渣机将渣连续捞出，排入具有一定脱水能力的渣仓贮存，再由汽车转运直至综合用户或灰场。

每台炉设1台刮板捞渣机，捞渣机正常出力5.72t/h，最大出力30 t/h，捞渣机驱动采用液压马达驱动，捞渣机张紧装置采用液压自动张紧装置。

除灰系统：采用正压气力输送系统。

在电除尘和省煤器每个灰斗下各安装一台仓泵，省煤器和电除尘一电场的粗灰通过粗灰管道送至粗灰库，电除尘二、三、四电场的细灰通过细灰管道送至细灰库，每台炉共设4根输灰管道。

每台炉设一座粗灰库，两座粗灰库间可互相切换，两炉公用一座细灰库，每座灰库有效容积2000m3。

3.2.2汽轮机及其系统
3.2.2.1 汽轮机概况
汽轮机为超临界、中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。

机组铭牌出力（TRL）为660MW，汽轮机本体配同轴主油泵，润滑油系统采用透平油工质，调节系统采用抗燃油工质。

汽轮机性能参数
3.2.2.2 汽轮机范围内主要系统
抽汽系统：汽轮机具有八级非调整抽汽。

一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向两台给水泵汽轮机及辅助蒸汽系统供汽。

二级抽汽还作为辅助蒸汽系统和给水泵汽轮机的备用汽源。

五至八级抽汽分别向四台低压加热器供汽。

除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。

在四级抽汽管道上所接设备较多，且有的设备还接有其他辅助汽源，为防止汽轮机甩负荷或除氧器满水等事故状态时水或蒸汽倒流进入汽机，故多加一个气动止回阀，且在四段抽汽各用汽点的管道上亦均设置了一个电动隔离阀和止回阀。

主蒸汽系统：主蒸汽管道采用2-1-2连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。

再热蒸汽系统：再热冷段和再热热段管道，均采用2-1-2连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。

旁路蒸汽系统：为了在启、停炉阶段保护过热器和再热器，机组采用高、低压二级串联旁路系统，其中高旁容量为30%BMCR，高旁阀数量为1个，低旁容量总容量为52%BMCR，低旁阀数量为2个，分别进入两个凝汽器。

给水系统：给水系统采用单元制，每台机组配置二台50%容量的汽动给水泵，一台30%容量的电动调速给水泵作为启动和备用泵，各给水泵前均设有前置泵。

本工程给水系统中三台高压加热器采用大旁路系统，具有系统简单，阀门少，投资节省，运行维护方便等优点。

给水泵汽轮机为单缸、单流、单轴、反动式、纯凝汽、外切换式汽轮机，正常工作汽源来自主汽轮机四级抽汽，备用汽源来自主汽轮机高压缸排汽，小汽机排汽进入主凝汽器。

机组正常运行时，两台汽动给水泵并联运行，电泵备用。

辅助蒸汽系统：本工程辅助蒸汽系统为全厂性的公用蒸汽系统，该系统每台机设一根0.8～1.219MPa（a）辅汽联箱。

两台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。

本系统主要汽源来自再热冷段、汽机四级抽汽及启动锅炉来汽，要求来汽的蒸汽参为：>0.7MPa(a)，350℃。

凝结水系统：凝结水系统设两台100%容量立式定速凝结水泵，四台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式除氧器，一台300m3凝结水贮水箱和两台凝结水输送水泵，凝结水精处理采用中压系统。

除氧器为内置式除氧器，水箱有效容积为235m3，相当于约7分钟的锅炉最大给水量。

轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环系统至凝汽器。

最小流量再循环取凝泵和轴封冷却器要求的最小流量较大者，为400t/h。

以冷却机组启动及低负荷时轴封漏汽和门杆漏汽，满足凝结水泵低负荷运行的要求。

凝汽器为单流程双背压表面式、双壳体、横向布置。

凝汽器能接受主机排汽、小汽机排汽、本体疏水以外，还具有接受低压旁路排汽、高、低加事故疏水及除氧器溢流水的能力。

其喉部内设置有7号、8号两个低加和低压旁路的三级减温减压器。

凝结水贮水箱所配凝结水输送泵，仅在机组启动时给系统充水。

主厂房内循环水系统：本系统向凝汽器和开式循环水系统提供冷却水。

系统设两根φ2220×14的循环水进水管和两根φ2220×14的排水管，在凝汽器循环水进出口管
道上均设有电动蝶阀，凝汽器可单侧运行，并可带75%ECR负荷运行。

系统设有50%容量反冲洗管道。

在凝汽器循环水的两根进水管上，分别接出一根φ630×7的管子，向开式循环冷却水系统供水。

开式循环冷却水系统：开式循环冷却水系统主要为除闭式水热交换器、汽机冷油器、给水泵汽轮机润滑油冷油器、机械真空泵冷却器、定子水冷却器外所有主厂房内的主、辅机设备的冷却水均由本系统提提供冷却水。

冷却水从循环水进水管接出经开式循环冷却水泵升压，经设备吸热后排至循环水回水管。

闭式循环冷却水系统：本系统由两台100%容量的闭式循环冷却水泵、两台65%容量的闭式水热交换器、一台10m3闭式循环冷却水膨胀水箱及向各冷却设备提供冷却水的供水管道、关断阀、控制阀等组成。

主要供给抗燃油冷却器、凝结水泵机械密封冷却器、汽水取样冷却装置、发电机定子冷却装置补充水及经过升压泵的冷却水均由本系统提供。

闭式循环冷却水先经闭式循环冷却水泵升压后，至闭式水热交换器，被开式循环冷却水冷却之后，至各冷却设备，然后从冷却设备排出，汇集到冷却水回水母管后至闭式循环冷却水泵入口。

凝汽器真空系统：凝汽器壳体两侧设疏水扩容器。

凝汽器颈部设有给水泵汽轮机排汽接口和低压旁路接口。

凝汽器接有一个真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及机组安全时，以达到破坏真空的需要。

凝汽器抽真空系统：壳侧设有三台50%容量的机械真空泵，机组启动时，三台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程。

正常运行时，两台运行，一台备用。

3.2.3发电机及电气系统
发电机为上海电机厂生产，转子为一整体锻钢件，静子采用整体真空条件下浸环氧胶绝缘。

发电机主要参数：
额定功率： 660MW
额定频率： 50Hz
电压： 20kV
电流： 21180A
功率因数： 0.9(迟相)
转速： 3000rpm
冷却方式：水氢氢冷却
励磁方式：自并励静止励磁系统
电气主接线：本期出线2回至新东500kV开关站，厂内新建500kV开关站，开关站主接线采用一个半断路器连接，机组均采用发电机—变压器组接线方式，接入厂内新建的500kV开关站。

2台机组设一台63MVA分裂变作为起动/备用变，起动/备用变电源取自本厂500kV 开关站。

高压厂用电系统：每台机设置1台双分裂绕组变压器作为厂用系统工作电源，变压器容量均为63/40-40MVA；每台机设置1台容量为20MVA的脱硫变作为脱硫系统工作电源。

高厂变、脱硫变高压侧电源均由本机组发电机出口引接；每台机设2段6kV 工作母线，6kV工作IA(IIA)段、IB(IIB)段由高厂变分裂绕组供电；公用段6kv 0A、0B段分别取自6kV IB和IIB段。

机组厂用负荷接在6kV工作段IA(IIA)和IB(IIB)母线，公用负荷接在6kV 公用段0A和0B母线。

2台机组共设1台容量为63MVA的有载调压分裂绕组变压器作为机组备用电源，能保证机组起动、备用的要求，起动/备用变6kV侧通过共箱母线与每台机组的2段6kV工作母线相连。

6kV 0A、0B段之间设母联断路器。

6KV各段事故时通过快切装置由工作电源切向备用电源。

低压厂用系统接线：全厂设32台低压厂用变压器给相应的PC段供电；设2台6/10kV水源地隔离变经2条10kV线路供水源地电源；每台机设2台仪控变及380/220V 仪控段。

事故保安电源和不停电电源：每台机组设置一台快速起动的1200kW柴油发电机作为本机组的事故保安电源。

每台机组设置两段400V交流事故保安动力配电中心，两段事故保安动力中心正常由主厂房锅炉400V动力配电中心供电，事故时由柴油发电机组供电。

当每台机组的厂用电源消失时，柴油发电机自动启动，在10秒内建立电压及频率，满足带负荷条件，自动接入保安动力中心。

每台机组设一套80kVA交流不停电电源装置(UPS)，本系统包括整流器、逆变器、静态转换开关、旁路变压器、手动旁路开关、交流配电屏等。

UPS系统设备布置在集中控制楼0米层直流屏室内。

主厂房直流系统：每台机组装设三组蓄电池，其中一组220V蓄电池组，两组110V 蓄电池组；110V蓄电池组采用单母线分段接线；220V蓄电池组采用单母线接线，两台机组的220V蓄电池组经过电缆相互联络。

脱硫岛单独设置220V直流系统，对岛内直流动力和控制负荷供电；设一组220V阀控免维护铅酸蓄电池。

电气DCS及监控系统：本工程取消常规屏（台）控制模式，电气设备由DCS控制
和监测，发电机、主变压器及厂用电系统由单元机组分散控制系统(DCS)控制，公用部分由公用系统分散控制系统(DCS)控制。

500kV系统设备监控在集中控制室由网络控制系统(NCS)来实现。

集中控制室由单元机组DCS控制和监测的电气设备包括发电机、主变压器、厂用电源系统；由公用系统DCS控制和监测的电气系统包括停机备用变、电除尘、除灰、运煤、化水、照明、保安电源、UPS及主厂房直流系统。

设网络控制继电器室。

继电器室内布置系统保护、安全自动装置、故障录波器、电能计量柜、前置机柜及网络计算机监控I/O柜等。

公用设备在集控室由DCS系统来实现监控，取消常规一对一硬手操，不设模拟屏，计算机监控台设在集控室。

继电保护：发电机、主变压器、高厂变、高压公用变、励磁变压器、起动/备用变变压器等主设备保护按全面双重化（即主保护和后备保护均双重化）配置。

发电机、变压器保护采用数字式保护装置；起动/备用变保护采用微机型保护装置；低压厂用变压器保护采用微机型综合保护测控装置并装设于6kV开关柜内的，保护动作信号送至单元控制室。

500kV系统主设备保护均采用双重化配置，布置在网控继电器室。

3.2.4 机组控制系统
本工程机炉为单元制机组，采用炉、机、电集中控制方式。

两台机组设一个单元控制室。

每台机组按炉、机、电一体化配置分散控制系统（以下简称DCS），实现全CRT 监控。

运行人员在单元控制室内可以通过每台单元机组的DCS操作员站，对包括炉、机、电及厂用电在内的单元机组主辅设备及系统进行全面监控，通过单元机组大屏幕显示器，对重要参数、曲线、DCS画面、热工信号进行监视。

还可以通过工业电视系统大屏幕显示器，可以对无人值守车间及全厂生产过程和/或非生产过程的关键部位进行监视。

二台机组的DCS采用的是上海自动化仪表股份有限公司DCS公司的maxDNA分散控制系统系统。

两台机组DCS设公用系统控制网，通过网络接口与每台单元机组的通讯总线相连。

能在任一台机组的DCS操作站对公用系统设备进行监控，并有相应闭锁措施，确保在同一时间只能接受一台单元机组DCS发出的操作指令。

公用系统包括：厂用电公用部分、燃油泵房控制系统等。

maxDNA分散控制系统系统功能包括：
数据采集系统(DAS)：
1) 具有丰富的屏幕显示功能：包括操作及显示画面、标准画面显示等。

2) 能连续扫描和处理输入的过程变量，监视机组的各种运行参数。

3) 对输入的过程变量进行报警处理
4) 记录打印功能
5) 具有在线性能计算和经济分析能力
6) 具有历史数据存储核算和检索能力 模拟量控制系统(MCS)：
1) 机组负荷控制
2) 锅炉--汽机协调控制
3) 锅炉燃料调节系统
4) 锅炉送风调节系统
5) 锅炉炉膛压力调节系统
6) 锅炉给水调节系统
7) 分离器液位调节系统
8) 锅炉过热汽温度调节系统
9) 锅炉再热汽温度调节系统
10) 燃油压力/流量调节系统
11) 锅炉一次风压调节系统
12) 磨煤机一次风量调节系统
13) 磨煤机出口温度调节系统
14) 空预器冷端温度调节系统
15) 除氧器水位调节系统
16) 除氧器压力调节系统
17) 给水泵最小流量再循环调节系统
18) 凝汽器热井水位调节系统
19) 低加水位调节系统
20) 高加水位调节系统
21) 汽机轴封压力调节系统
22) 汽机低压缸轴封温度调节系统
23) 发电机定子冷却水温度调节系统
24) 辅助蒸汽联箱压力调节系统
25) 连续排污扩容器水位调节系统
26) 生水加热器水位调节系统
27)生水加热器温度调节系统
28) 其它单冲量调节系统等
炉膛安全监控系统(FSSS)具体功能
1) 炉膛吹扫
2) 燃油系统吹扫
3) 燃油系统泄漏试验
4) 点火器及油枪切投控制
5) 燃烧器管理
6) 磨煤机/给煤机控制
7) 点火油/助燃油控制
8) 火焰监视及炉膛灭火保护
9) 火检冷却风机控制
10) 主燃料跳闸MFT
顺序控制系统(SCS)
设置功能组级、子组级和驱动级三级控制方式，功能组包括：
1)锅炉烟风系统功能组
2)锅炉制粉系统
3)锅炉疏水放气系统
4)锅炉启动系统
5)电动给水泵系统
6)汽动给水泵系统
7)高压加热器系统
8)低压加热器系统
9)凝结水系统
10)工业冷却水系统
11)凝汽器真空系统
12)汽机汽封疏水系统
13)除氧器顺序控制功能子组
14)凝结水系统顺序功能组
15)汽机润滑油系统
16)循环水泵房系统
17)燃油泵房系统
18)空压机房系统
19)发电机及变压器组(包括发电机及变压器组控制及进线断路器)
20)厂用电系统
21)其它控制系统等
汽机数字电液调节系统(DEH)
1) DEH基本功能：包括转速控制、负荷控制、阀门管理和阀门试验。

2) DEH运行方式：包括操作员手动方式、操作员自动方式、汽轮机自动方式
3) DEH监视功能
4) 超速保护功能
5) 热应力计算功能
6) 汽机自启动及负荷自动控制（ATC）功能
7) 主汽压力控制功能
辅助车间按水、煤、灰分区设监控网，水、煤、灰区采用可编程控制器（PLC）控制。

在此基础上构建全厂辅助车间集中控制网，使辅助车间具有较高的自动化水平。

在单元控制室设两台辅助车间操作员站，实现在单元控制室对水、灰系统的集中监控和输煤、脱硫系统的集中监视。

水控制网监控的内容包括：循环水处理系统、锅炉补给水处理系统、工业废水处理系统、生活污水处理系统、煤水处理系统、油水处理系统、厂内升压泵房系统、氢库系统。

锅炉补给水处理控制系统采用一套双机热备PLC实现，工业废水处理系统、生活污水处理系统、氢库系统采用该PLC的远程I/O。

循环水处理系统采用一套PLC。

凝结水精处理控制系统采用PLC实现，凝结水精处理再生间设一台调试和巡检用操作员站。

上述PLC联网，构成水系统控制网。

在锅炉补给水处理车间设水电子设备间。

电子设备间内设一台调试和巡检用操作员站。

除灰渣控制网的内容包括：气力除灰系统、水力除渣系统、灰库系统、电除尘系统。

气力除灰和水力除渣控制系统采用一套双机热备PLC实现,灰库区设远程IO，灰库、冲渣水泵房、脱水仓区域的数据均通过远程IO进入PLC。

电除尘控制系统通过通讯接口联入除灰渣控制网。

在电除尘控制楼设除灰渣电子设备间，电子设备间内设一台调试和巡检用操作员站，就地不设值班人员。

3.2.5 化学专业部分
锅炉补给水处理系统
本工程锅炉补充水处理及循环水补充水水源均为经石灰混凝处理后的古汉山矿井排水，锅炉补充水的备用水源为王敬屯地下水。

锅炉补充水处理采用如下方案：石灰混凝处理后的古汉山矿井排水或王敬屯地下水 生水泵—→生水加热器（加入凝聚剂和次氯酸钠）—→精密过滤器—→超滤装置—→净水箱—→净水泵—→活性炭过滤器—→高压泵—→精密过滤器—→反渗透—→除碳器—→淡水箱—→淡水泵—→阳离子交换器—→阴离子交换器—→混合离子交换器—→除盐水箱—→除盐水泵—→主厂房。

凝结水处理系统
凝结水精处理系统采用100%水量经中压精除盐装置，每台机组设有2台前置过滤器和3台高速混床，每台出力为50%凝结水量。

两台机公用一套高塔式体外再生装置。

凝结水精处理装置和两台机组公用的体外再生装置布置在汽机房零米。

系统采用自动控制方式，正常运行无人值班。

主要的信号送至集控室。

循环水处理系统
本期工程循环水处理采用加酸、加稳定剂处理方案。

循环水处理室设备布置在循环水泵房一侧。

工业废水、生活污水处理系统
本期工程工业废水处理、生活污水处理与输煤冲洗排水处理设施为集中布置在煤场一端，工业废水处理主要针对化学处理产生的经常性废水，主要为酸碱废水，在储存池经废水泵直接进入最终中和槽中和至PH值6—9后回收利用。

输煤系统冲洗排水排至含煤废水综合治理间，经混凝沉淀处理后循环使用；其他非经常性排水，排至工业废水处理间集中处理后循环使用，生产废水量按120～240m3/h考虑。

生活污水处理设施按2台机组规模一次建成，二期不再扩建，选用宜兴瑞盛水处理设备有限公司生产的地埋式生活污水处理处理系统两套，每套处理能力为每小时20立方。

煤矿排水的石灰混凝处理系统
本期工程循环水的补水为古汉山煤矿排水，加入石灰进行软化，在澄清池中加入混凝剂、助凝剂进行混凝处理，出水经双室过滤器过滤，然后补入循环水或供锅炉补给水吹系统。

澄清池和双室过滤器的排泥经污泥浓缩池浓缩后，通过脱水机脱水，泥饼通过汽车外运。

处理水量约2600吨/时。

本系统包括泥浆处理系统和石灰粉的配制。