5-《中国大唐集团公司火力发电工程设计技术规定》-大唐集团制〔2013〕189号

中国大唐集团公司火力发电工程设计技术规定大唐集团制〔2013〕189号 第一章总则 第一条为进一步加强集团公司火电工程建设的规范化和标准化，指导工程设计，推动设备国产化，限制工程造价，提高投资效益，依据国家和行业强制性标准及规范，结合集团公司火电项目工程设计实际，制定本规定。其次条适用范围（一）本规定适用于中国大唐集团公司及其全资、控股公司所属或管理的国内建设的火力发电工程，在国外投资建设的火力发电工程可参照执行。（二）本规定适用于单机容量为300MW级～1000MW级凝汽式及供热式燃煤火力发电工程，其它类型或等级的机组可参照执行。（三）各项目公司和设计单位在开展可研和初步设计之前，应结合工程实际状况，依据本标精确定可研和初步设计的主要原则。第三条标准和规范本规定未涉及的内容应依据现行《大中型火力发电厂设计规范》（以下简称《大火规》）以及国家和电力行业其它相关标准、规程和规范执行；本标准的内容如与国家强制性标准相冲突，应按国家强制性标准执行。第四条火力发电工程的设计应遵守以下主要原则：（一）符合政策。符合国家、行业强制性标准要求，符合相关规范,满足功能须要。（二）重点突出。突出反映节能减排、爱护环境，符合产业政策，建设资源节约型和环境友好型电厂，体现最新科技成果。（三）提高效率。在平安牢靠、经济环保的前提下，着力提高机组运行效率。（四）效益优先。简化系统和流程，削减系统和设备裕度，合理限制建设标准，突出提高投资收益的目的。（五）留意特色。结合集团公司多年建设阅历，主动推广应用新技术，支持技术和设备国产化，建设具有大唐特色的火电厂。 其次章总体规划 第五条发电厂的总体规划应贯彻节约集约用地的方针，通过采纳新技术、新工艺和设计优化，严格限制厂区、厂前建筑区以及施工区用地面积。第六条电厂用地范围应依据规划容量，本期工程建设规模及施工须要确定，统筹规划，分期征用，一般状况下不宜将后期用地提前征用。第七条电厂用地指标应严格限制，满足《电力工程项目建设用地指标》（建标〔2012〕78号）文规定。第八条厂区总平面应按功能分区，合理布置主厂房、屋内外配电装置、煤场、冷却设施、输煤及除灰系统、脱硫和脱硝设施、化学水和废水处理设施、供氢站、油罐区，综合办公楼等主要建构筑物，力求规范、紧凑；一般状况下，宜将化学水、废水、中水等水务设施集中统一布置。第九条主厂房、烟囱、冷却设施、封闭式圆形煤场、筒仓、球形煤场等宜布置在地层匀称且地基承载力高的地区。第十条厂址选在山区、丘陵、坡地等高差相对较大的地方时，应对竖向布置方案是采纳阶梯形挡土墙布置方式，还是采纳大挖填方式进行优化比选。第十一条在烟囱高度受到限制，不能满足要求而选择烟塔合一方案时，冷却塔宜布置在炉后，并尽可能的靠近锅炉区域，以削减排烟道的长度。第十二条取排水、码头和航道设计方案应考虑循环水取排水对码头泊位及航道的影响，循环水温排水对循环水取水升温的影响和对渔业的影响。第十三条全厂选用KKS编码规则进行编码标识。系统的编码应在可研阶段确定下来，从主、辅机供货到设计形成一套完整的编码系统。集团公司统一制定编码原则纲要，具体项目的编码原则由设计院负责在主机招标和可研阶段统一考虑，并在设计图纸和资料中执行。第十四条建构筑物的布置不仅充分考虑工艺流程的要求，还应考虑风向、朝向、沙尘、粉尘、噪声、电磁辐射等的影响。 第三章厂址选择 第十五条设计应充分合理利用厂址资源条件、统筹规划本期工程与远期工程，应以近期为主，兼顾远期。第十六条对新建电厂，要进行多厂址比较，厂址比选工作应在初步可行性阶段进行，在可研阶段确定。第十七条对扩建工程一厂一制或一厂多制的电厂设计，要充分利用现有资源和条件，有利于电厂统一管理，避开重复建设。第十八条对煤电一体化、煤化工、硅铝项目等自备电厂设计时，要统筹考虑厂址用地，交通运输、公用设施、生活设施等资源整合，统一管理。第十九条提倡建设煤电一体化项目，电厂燃料运输采纳铁路、马路或皮带等方式经技术经济比选后确定。其次十条选择电厂厂址时，应对厂址地质条件、建设环境条件（包括社会环境、经济环境、技术环境等方面）以及厂外供水、电网送出、煤炭的马路、铁路运输、工程投资与收益（包括征地拆迁费用）等进行具体、实事求是的经济技术论证；对海边、江边电厂的填海造地采纳开山填海或吹沙填海应经技术经济比选后确定，应留意避开开山、破堤、居民区拆迁及马路、防洪设施的改造等。其次十一条对改扩建工程、“上大压小”工程留意征地、拆迁、施工对既有机组运行的影响。其次十二条当铁路接轨需采纳疏解立交方案时，应对铁路建设投资方案进行全面分析和测算。 第四章机组选型其次十三条机组参数（一）蒸汽参数：一般状况下宜采纳制造厂定型的标准产品。条件许可时（如主机价格锁定）也可以适当提高参数。具体参数如下（汽轮机进汽参数）：1.超超临界：25MPa.a～28MPa.a，600℃/600～610℃(较为稳妥)，采纳28MPa/600℃/620℃参数需跟踪A335P92材料最新动态并进行专题论证；2.超临界：24.2MPa.a,566℃/566℃；3.亚临界：16.67MPa.a，537(538)℃/537(538)℃；或北重17.75MPa.a，540℃/540℃。（二）单机容量（TRL）。在条件具备状况下，机组额定功率选择原则如下：1.300MW级机组：尽可能选择330MW～350MW机组；2.600MW级机组：尽可能选择660MW～670MW机组；3.1000MW级机组：目前优先选择1000MW机组，选用1200MW机组应结合国家产业政策确定。其次十四条机组选型（一）机组类型、容量与参数的选取应依据国家能源产业政策的相关规定，结合机组技术可行性、业绩、地区市场电负荷状况、电价、煤价等因素，通过技术经济比较后确定。一般可按下列原则选取：1.对于凝汽式电厂，宜优先选用600MW级及以上容量（超）超临界机组。在参数选择上，600MW等级机组可选择超超临界或超临界参数；1000MW等级的机组应选用超超临界参数；2.北方缺水地区，原则上选用空冷机组，依据气候条件、工程特点及技术经济比较后确定采纳干脆或间接空冷系统；在城市中水（或煤矿疏干水等）能够满足须要时，宜优选选择湿冷机组；3.对于新建热电联产项目，以采暖热负荷为主且热负荷满足有关规定的条件下，举荐选择超临界350MW机组或亚临界300MW机组；以工业热负荷为主，举荐选择背压机组（含抽背机组）；4.1000MW机组采纳塔式锅炉或Π型锅炉技术上均可行，在抗震裂度较低、地质条件较好的地区，宜优先考虑塔式炉。具体项目采纳那种方式，须要依据厂址建设条件及专题技术经济比较后确定。（二）重点区域机组选型1.蒙东、东北地区。该地区燃用褐煤的机组，现阶段宜选择600MW等级超临界空冷机组（可考虑循环流化床），在进行充分论证和技术条件允许状况下，可考虑选择1000MW等级超临界空冷机组；2.华中、华东地区。宜选择建设1000MW或600MW等级超超临界机组；3.贵州、云南地区。依据煤种选择炉型：煤种为无烟煤时，优先选择W火焰炉型，容量为600MW等级超临界机组，现阶段不宜采纳1000MW等级；当选用其它煤种时，在含硫量允许的条件下，应选择600MW等级及以上超超临界或超临界机组；4.华北地区。宜选择建设1000MW或600MW等级超超临界机组；5.西北地区。现阶段可选择600MW等级超超临界或超临界机组，外送电量落实的条件下，可选择1000MW等级超超临界机组。（三）受电网结构限制或须要的区域，可选用亚临界300MW级或超临界300MW级机组，宜优先选用超临界机组。一般状况，300MW级机组仅作为供热机组，当供热负荷超过二台300MW级机组供热实力时，经技术经济比较合理时，可考虑采纳600MW级机组作为供热机组。（四）锅炉宜优先采纳煤粉炉。对于300MW～600MW坑口电站，当燃用低热值固体燃料，如洗煤副产物、煤矸石、石煤、油页岩等，可选择循环流化床机组。（五）在充分论证确定当地经济供热半径内投产3～5年内存在足够的采暖或制冷用热需求时，主机设备选购 时应考虑从中、低压缸抽气加热热水的实力，并在设计中预留接口布置位置。（六）冷端优化：应结合工程气象条件、电网负荷特性、燃料价格和设备市场价格等实际状况进行全面的冷端优化，选定合适的冷端参数。1.对于湿冷机组，特殊是高煤价或者夏季负荷率较高的地区，宜适当增加部分凝汽器、冷却塔面积，降低运行背压；2.对于空冷机组，在进行冷端优化计算中应充分考虑冷却设备价格和燃煤价格的变更。在目前状况下，空冷机组THA设计背压宜为11～13kpa.a左右，TRL背压宜为25～28kpa.a左右。（七）对于空冷供热机组，可以配置热泵余热回收利用设备，以削减和优化抽汽。其次十五条机组设计性能指标供电煤耗先进指标表，即表一序号机组容量类别冷却方式纯凝工况（100%THA）供电标煤耗（g/kwh）11000MW级超超临界湿冷277（再热汽温600℃）276（再热汽温610℃）275（再热汽温620℃）超超临界空冷2952600MW级超超临界湿冷279超超临界空冷298超临界湿冷289超临界空冷3083300MW级超临界湿冷298亚临界湿冷309亚临界空冷330注1：上述指标是基于：燃用优质烟煤，湿冷机组汽机THA背压为4.9kPa，空冷机组汽机THA背压为12kPa。注2：具体工程条件有变更时，应依据工程实际状况进行调整。注3：供热项目供热工况下的供电煤耗应依据供热比单独进行核算。 第五章主厂房布置其次十六条主厂房布置是采纳前煤仓三列式或四列式布置，还是采纳侧煤仓布置方案，初步设计阶段应依据工程场地、自然及环境条件，已选定主辅机设备及生产系统要求，在综合考虑施工、安装和运行检修条件的前提下，进行全面综合的技术经济比较后，提出举荐看法。300MW及以下机组、地震烈度8度及以上地区不宜采纳侧煤仓布置方案。其次十七条对于扩建同等级机组时，原则上两期工程主厂房不脱开，扩建主厂房与前期主厂房跨度、屋高、屋架及行车标高保持一样，达到充分利用前期资源的目的。其次十八条主厂房布置应优化平面标高。其次十九条新建电厂汽轮发电机采纳纵向布置时主厂房限制尺寸如下：（一）2×300MW等级机组1.汽机房跨度25-30米，运转层标高12.6米，长度136.2-154.8米；2.除氧间跨度9米；3.煤仓间跨度11-18米。（二）2×600MW等级机组1.汽机房跨度27-32米，运转层标高1米，长度162-174米；2.除氧间跨度9-10.5米；3.煤仓间跨度11-18米。（三）2×1000MW等级机组1.汽机房跨度32-34米，运转层标高15.5-17.0米，长度188-220米；2.除氧间跨度9.5-12.0米；3.煤仓间跨度13.5-16米。 第六章运煤部分第三十条一般规定（一）在远离煤源点的地区建设电厂，应做好电厂燃用煤质的经济性论证。（二）在进行运煤系统设计时，应依据本期建设容量和电厂最终容量统筹规划。若机组台数较多、煤热值较高且连续扩建，应尽量采纳一套输煤系统为四台锅炉(或以上)供煤，削减工程投资；当扩建周期较长或不确定时，运煤系统可按本期容量设计。（三）厂内运煤工艺系统应尽量简捷，避开不必要的交叉。第三十一条卸煤装置（一）铁路来煤应优先采纳翻车机卸煤方案。对于不经过国家铁路干线运输，并且燃料运距不远的电厂，当火车车辆采纳底开门时，宜采纳单线铁路缝式煤槽卸煤装置；有特殊要求时可采纳双线铁路缝式煤槽卸煤装置。（二）当采纳汽车缝式煤槽卸煤时，汽车周转场地不宜太小，有条件时可适当增加。（三）由水路来煤时，应装设码头卸煤机械。卸煤机械的总额定出力应依据与交通部门商定的煤船吨位及卸船时间确定，但不应小于全厂锅炉最大连续蒸发量时总耗煤量的300%，全厂装设的卸煤机械台数不宜少于两台。1.大型煤码头的卸船机械宜采纳桥式抓斗绳索牵引式卸船机；2.接卸万吨级以上非自卸船的煤码头应配备清仓机械；3.当条件许可时，可考虑采纳连续式卸船机或自卸船工艺系统；4.煤矿距离电厂小于5km且供煤比较单一时，宜优先采纳带式输送机(含管带输送机)作为厂外燃煤运输方式；煤矿距离电厂大于5km小于10km时，可采纳带式输送机作为厂外燃煤运输方式，但需经专题论证；当煤矿距离电厂大于10km，不宜采纳带式输送机作为厂外燃煤运输方式，当电厂年耗煤量大于400万吨时可进行专题论证。第三十二条贮煤场（一）电厂储煤场在环保条件允许时宜优先采纳露天煤场，依据环评要求装设抑尘挡风墙。（二）对于城市供热电厂，海边或环保要求比较高的地区，以及受总平面布置制约时，可采纳球形煤场、筒仓、封闭式圆形煤场、封闭式条形煤场等形式。（三）对煤电一体化的坑口电站，为保证电厂燃料供应的平安性，降低工程造价，应统筹考虑煤矿地面工业场与电厂贮煤设施建设，当煤矿有条件满足《大火规》中有关贮煤容量的要求时，电厂应尽量削减煤场甚至取消煤场。当电厂内需设置煤场时，存煤量以5天为宜。（四）一般电厂不宜设置混煤筒仓；当电厂燃煤来煤方向多样、煤质困难、有精确配煤要求时，可设不多于3座的混煤筒仓。（五）电厂原则上不设干煤棚。南方多雨地区（年降水量超过1000mm）和循环流化床（CFB）电厂可设干煤棚，干煤棚储煤量以满足机组5天耗煤量为宜。第三十三条运煤附属系统（一）在非寒冷地区设有推煤机的电厂，不设专用的推煤机库，但应设推煤机露天停放场地和检修位。（二）双进双出磨煤机入料粒度与除铁装置按以下标准设计：1.除应满足设计规定一般要求外，还应满足磨煤机制造厂的要求；2.磨煤机对金属件比较敏感时，在碎煤机后应设置1－2级除铁器。（三）输煤综合楼宜将输煤配电间、输煤程控室、运行值班室、入厂煤制样间等集中布置，输煤综合楼单独设置，也可与除尘、除灰、脱硫等专业统一考虑，条件允许时可结合输煤建筑物统一考虑。（四）火车、汽车运输计量装置，煤样的采集、制备、化验分析等设备配置及建筑设计应符合集团公司的相关要求。 第七章锅炉设备及系统第三十四条煤源（一）坑口电厂宜选择固定煤种，以取得较好的投资效益。（二）对远离矿区的电厂，为保证锅炉运行的经济牢靠性，设计煤种和校核煤种的选择应充分反映煤源特点，并严格依据国家标准《商品煤样实行方法》(GB475)进行取样；选择煤质时，校核煤质与设计煤质相差较大，将导致锅炉选型、辅机选型偏大，对机组的稳定运行、节能降耗不利。第三十五条锅炉设备（一）锅炉应采纳低氮燃烧方式,以降低NOx排放。煤粉燃烧器的设计、布置要充分考虑设计煤种和校核煤种在煤质允许变更范围内的适应性。（二）锅炉受热面（包括水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空气预热器、尾部烟道等）应合理设置适用的蒸汽吹灰器，并应实行相应的防止受热面吹损的手段。吹灰器应选用国产引进型优质产品。（三）通过对空气预热器密封改善，包括安装第三道密封等方案降低空预器漏风率，第一年漏风率宜限制值在5%以内；（四）炉膛四周炉墙应设有肯定数量的看火孔，以便能从中观查到各燃烧器的着火状况及受热面各部位的清洁程度。对燃用严峻结渣性煤的锅炉，宜增加看火孔的数量，直至能查看到折焰角上部前水平烟道内和冷灰斗斜坡上的灰渣积累状况为止。（五）新建电厂全厂可设置一套升降检修机具及平台。第三十六条燃烧制粉设备（一）制粉系统应依据煤种的煤质特性、可能变更范围、机组负荷特性、磨煤机适用条件，并结合锅炉炉膛结构和燃烧器结构形式等因素确定。1.对于较易着火煤（IT≤700℃），宜采纳切向燃烧或墙式燃烧方式，并配直吹式制粉系统；2.对于较难着火煤（IT＞800℃），宜采纳双拱燃烧方式，配带煤粉浓缩的直吹式制粉系统；对于其中极难着火煤类（譬如IT＞900℃），宜配半直吹式热风送粉制粉系统；3.对于中等着火煤（IT=700～800℃），宜优先选用墙式或切向燃烧方式，燃烧器区水冷壁面可适当敷设卫燃带。对于IT值偏高（譬如IT＞750℃）而结渣性较严峻煤种，可以考虑采纳双拱燃烧方式；4.外在水分Mf≤19%的褐煤，可采纳中速磨煤机常规燃烧方式；外在水分Mf>19%的褐煤，宜选用炉烟干燥直吹式制粉系统，多角切向燃烧方式；对于全水分Mar>40%的褐煤，宜选用带乏气分别装置的炉烟干燥直吹式制粉系统；5.上述三种燃烧方式对煤种的适应性并非一成不变，切向燃烧和墙式燃烧方式有时能胜任较难着火煤种而取得尚可满足的运行效果，其关键因素除炉膛设施（如炉膛形态、大小及卫燃带）外，还与制粉系统、燃烧器及配风装置的性能设计和布置，以及煤粉细度、风温及配风条件有关。（二）磨煤机选型应依据煤种特性、锅炉容量、制粉系统方式和负荷性质并结合炉膛结构和燃煤器结构型式，考虑有利于提高燃烧效率及牢靠性、降低NOX排放等因素，经技术经济比较确定。1.磨煤机一般状况下宜选中速磨。对于磨损性在较强(Ke≦5)以下、挥发分（Vdaf）≧15%，着火温度（IT）<800℃的贫煤，磨损性在较强(Ke≦5)以下的烟煤，外在水分Mf≦19%的褐煤，宜优先采纳MPS或HP中速磨煤机；对于磨损性在较强(Ke>5)以上的贫煤和烟煤，宜选用双进双出钢球磨煤机；对于全水分很高（Mar>40%）的褐煤宜采纳风扇磨煤机；2.当制粉系统的干燥实力满足要求并经论证合理时，可以采纳中速磨煤机；3.中速磨煤机应有液压（弹簧）自动加载功能，并能实现空载和带载两种方式启动。为增加对煤种的适应性，宜优先选用带液压自动加载功能的中速磨；4.一般状况下制粉系统分别器以选择静态分别器为主，当煤粉细度要求R90﹤10%、或匀称性指数大于1.2时，可选择旋转分别器，特殊状况需经经济技术论证。（三）当选用双进双出钢球磨时，由于投资和厂用电耗较高，具体工程应进行充分的技术经济比较后确定。（四）对于来煤困难、煤质不稳定的电厂，磨煤机备用裕量可以考虑增大设计。（五）磨煤机是否需配置CO监测仪，应依据燃煤的挥发性确定，挥发性不高时可不配置。（六）磨煤机各部件应优先采纳国内产品，包括减速机、润滑油站、主电机、轴承、齿轮等。高压油站中极少的阀块、电气元件和密封件可以选择进口。（七）原煤仓落煤口宜选择双曲线形式，内衬一般钢板；为防止落煤口堵塞，原煤仓内可配置螺旋疏通机，不宜配置外部振打设备。（八）除石子煤系统宜采纳活动石子煤斗、叉车或电瓶车外运的简易机械方式。采纳自动皮带石子煤处理方式需进行专题经济技术论证。第三十七条烟风系统（一）对于一般300MW等级机组，每台锅炉配置2台离心式带变频调整方式的一次风机；300MW等级CFB锅炉、600MW及以上机组，一次风机宜采纳动叶可调轴流式风机。（二）对于300MW及以上机组，送风机宜采纳动叶可调轴流式风机；引风机宜采纳静叶可调轴流式风机。（三）对于600MW及以上机组，经技术经济比较认为合理时，引风机可以考虑采纳变频调速技术。是否采纳汽泵驱动技术，需进行专题经济技术论证。（四）当锅炉、磨煤机等设备制造厂供应的阻力参数为保证值（最大）时，风机等设备压力参数选择时应视同上述设备阻力已包含必要的裕量。（五）风机布置可选择单系列或双系列布置。为保证主机设备运行的平安性，600MW级及以上机组的送风机、一次风机、引风机等主要辅机宜双列配置。对于担当工业热负荷或带采暖热负荷的供热机组，需仔细评估风险并慎重选择单列风机配置方案。（六）对于脱硫系统不设GGH的项目，特殊是排烟温度较高燃用褐煤项目，在烟气含硫量允许的条件下，宜通过综合经济分析确定是否在除尘器后安装烟气余热回收装置来加热锅炉补给水或二次风。（七）除尘设备的型式选择，应依据环境影响评价对烟气排放粉尘量及粉尘浓度的要求、炉型、煤灰特性、工艺、场地条件及灰渣综合利用的要求等因素，经技术经济比较后确定。1.当煤质含硫量小于3%时，；不设置旁路。2.3.当煤质含硫量大于3%时，除尘形式的选择，应经过多方案经济技术比选。若（八）对于“湿烟囱”，为避开过高烟速导致排烟内筒酸性凝液膜向下流淌状态的破坏，并防止溅出的酸液污染四周环境，按BRL工况计算的烟速通常不宜超过18m/s～20m/s，对玻璃钢烟筒或高质量涂料的排烟筒取上限，对玻璃砖或耐酸砖等有砖缝内衬的排烟筒取下限。为避开出现烟雨下洗，当一座烟囱接入多台锅炉时，应限制在一台锅炉运行工况（一般按THA工况）下的最低出口流速不低于烟囱出口高度处平均风速的1.5倍。（九）烟、风、煤系统的插板门滑道应选择整体不锈钢式，禁用一般钢上包覆不锈钢板滑道；伸缩节应选用技术上成熟的的优质产品，不得选用未经过长周期运用检验的新产品。（十）当锅炉排烟采纳烟塔合一设计时，宜采纳两炉一塔方案，即一座水塔作为排烟塔，另一座为一般冷却塔。锅炉排烟不设备用，排烟塔应按规定要求，加强防腐处理。备注：湿烟囱是指锅炉湿法脱硫后烟气排放未设置烟气换热器而产生大量冷凝酸性水的烟囱。第三十八条燃油系统（一）在保证锅炉平安的前提下，宜优先采纳等离子、无油或少油点火与稳燃新技术、新设备，并在保证锅炉温升速度的前提下，对尾部烟道吹灰进行优化设计，防止尾部烟道二次燃烧。（二）采纳等离子点火时，燃油系统尽量简化设计。2×600MW及以上燃煤机组设置2×300m3油罐；在已有300MW机组的电厂（油罐按老标准设计）扩建600MW及以上机组时，不再增加油罐。（三）超临界机组宜选择等离子和小油枪混合点火方式。第三十九条启动锅炉（一）启动锅炉容量只考虑启动中必需的蒸汽量，不考虑裕量和主汽轮机冲转调试用汽量、可短暂停用的施工用汽量及非启动用的其他用汽量。（二）启动锅炉的蒸汽参数宜采纳低压（1.27MPa）锅炉，系统应力求简洁，其配套辅机不设备用。（三）对于扩建电厂，宜采纳原有机组的协助蒸汽作为启动汽源，不设启动锅炉。（四）依据各电厂区域分布状况，在调试和启动进度能够兼顾协调的前提下，同一区域内设置快装式启动锅炉以满足不同工程启动要求。（五）启动锅炉作为备用热源时宜采纳燃煤炉，其他状况下应采纳油炉。 第八章除灰渣系统第四十条除渣系统（一）煤粉炉（含W火焰炉）的除渣系统宜优先采纳风冷式机械除渣系统。如采纳水冷式机械除渣系统，需进行专题论证。（二）采纳风冷式机械除渣系统时，依据工程具体条件，可采纳风冷式排渣机、碎渣机、斗式提升机输送至渣仓的系统，也可采纳单级或两级风冷式排渣机干脆输送至渣仓的系统。（三）如采纳水冷式机械除渣系统时，宜采纳单级水浸式刮板捞渣机干脆输送至渣仓的系统。（四）循环流化床锅炉(CFB)底渣排放宜采纳连续排放方式。底渣排放应经过底渣冷却器冷却后排出。底渣输送一般采纳机械或气力输送两种方式，设计时应依据底渣特性（物料的粒度、温度等）、冷却器装置布置型式等因素经过技术经济比较后确定。当条件允许时，宜优先采纳机械输送系统。（五）CFB锅炉冷渣器宜选用滚筒式冷渣器，慎用风水联合冷渣器。（六）风冷式排渣机的钢带材料宜采纳进口材料。（七）水浸式刮板捞渣机不宜按整套进口考虑，部分关键部件（如链条、张紧装置、驱动装置等）可按进口考虑。第四十一条除灰系统（一）气力除灰系统和除渣设备的出力，应依据煤源煤质调查报告中发生可能性较大的高灰分含量进行校核计算。当正常裕量不足以处理该状况下的灰渣量时，经论证可以适当加大系统出力。（二）气力除灰系统输送形式选择原则如下：1.当输送管线长度不超过200m2.当输送管线长度为200～600m3.当输送管线长度为200～600m4.当输送管线长度为600～1800m时，应采纳管中管气力除灰系统（三）空气及气力除灰管道材料宜采纳碳素钢管，弯头宜采纳耐磨陶瓷复合管或耐磨合金偏心弯头，内衬陶瓷管厚度在4mm以上，弯头由法兰联接，弯头曲率半径一般为输送管道外径的4倍以上，输送管道弯头前段200mm、后段1000mm直管段均采纳耐磨陶瓷管。（四）气力除灰系统阀门选型：进料阀、排气阀宜采纳目前较为普遍运用的圆顶阀或耐磨硬质合金平移阀；出料阀、管路切换阀宜采纳双插板阀。（五）气力除灰灰库的数量应依据锅炉容量、场地条件、运行牢靠性和维护便利等综合确定。对于海滨电厂可依据实际状况再增设码头灰库，码头灰库主要用于接收储灰库二级输送过来的干灰，以备装船外运。（六）气力除灰工程采纳国产设备。第四十二条省煤器灰输送系统 （一）锅炉同步建设脱硝装置时，省煤器灰斗宜与SCR入口灰斗合并设置，并布置于靠近SCR侧。（二）若锅炉排渣采纳风冷式排渣机和斗式提升机输送至渣仓的干式除渣系统，原则上省煤器灰可采纳正压气力输送至渣仓的设计方案，但渣仓顶部布袋除尘器滤袋应选用耐温型，其过滤面积选择应考虑省煤器灰输送空气量的因素，必要时斗式提升机的卸料口处可设重锤式锁气器。第四十三条除灰渣设备防护措施除新疆、内蒙、东北和华北部分寒冷地区（多年最冷月平均温度低于－10℃）外，除尘器零米 第九章烟气脱硫系统第四十四条烟气宜采纳石灰石-石膏湿法脱硫工艺。如采纳其他工艺，需进行严格的技术经济论证。第四十五条采纳循环流化床锅炉(CFB)，炉内脱硫不能达到排放标准时，宜增设外部脱硫设施。第四十六条汲取剂的供应和制备系统设置：（一）在外部市场能满足石灰石粉设计与供应量要求时，按外购石灰粉方案设置汲取剂制浆系统；（二）脱硫汲取剂在电厂内自行制备时，宜采纳湿法制备系统；（三）脱硫汲取剂耗量较大，经技术经济比较，也可设置干法石灰石制备系统；（四）采纳石灰石湿式（干式）磨制浆（粉）时，全厂宜统筹考虑公用汲取剂制备系统的设置。第四十七条石膏脱水系统的设置和脱水石膏的贮存：（一）石膏脱水系统宜多台机组合用一套，但每套系统不宜超过4台机组；（二）在石膏综合利用落实的前提下，石膏脱水后含水量应小于10%；（三）脱水石膏的储存应采纳简洁的储存间堆放方式，在受到场地条件限制时，可采纳石膏仓贮存方式，石膏仓容量不宜小于12小时。第四十八条脱硫废水的处理原则上宜与全厂废水处理综合考虑：在可以结合机组的灰、渣排放一并处理脱硫废水并满足环保排放要求时，可以不单独设置废水处理系统；设置单独的废水处理系统时，应进行综合技术经济评价，并将全部脱硫废水集中合并处理。第四十九条脱硫消防系统设计与主体工程统筹考虑。第五十条脱硫系统限制应与机组DCS一体化设计，并应满足当地环保部门的检测要求。 第十章烟气脱硝系统第五十一条烟气脱硝可采纳选择性非催化还原法(SNCR)、选择性催化还原法(SCR)或SNCR-SCR联合法技术。新建、改建、扩建工程宜采纳SCR技术。对于无烟煤及“W”型火焰锅炉，单独采纳SCR技术不能达标排放的，可采纳SNCR+SCR联合脱硝技术。第五十二条综合考虑平安、环保、经济等多方面因素，依据当地安监部门和环保部门批复看法，结合当地产品供应状况和运输条件，选择液氨、氨水或尿素作为脱硝还原剂。液氨供应便利的地区，一般状况下，宜优先采纳液氨；当地政府平安、环保等部门有特殊要求，或选购 、运输困难的地区，可以选择尿素。第五十三条新建、改建、扩建燃煤机组的烟气脱硝系统，设计工况宜采纳锅炉最大连续工况(BMCR)下的烟气量，NOx和烟尘浓度为设计值时的烟气参数；校核工况宜采纳锅炉经济运行工况(BECR)下的烟气量，Nox和烟尘浓度为最大值时的烟气参数。第五十四条烟气脱硝系统原则上不得设置反应器旁路。(对于“W”型火焰炉且采纳燃油点火的机组，经充分论证后，可以考虑设置反应器启动过渡烟道，以防止点火初期燃烧不充分，燃油粘附在催化剂表面，引起催化剂的着火。)第五十五条脱硝系统的烟气压降对于采纳2+1层催化剂布置，原则上宜小于1200Pa，对于采纳3+1层催化剂布置，原则上宜小于1400Pa，系统漏风率宜小于0.4%。第五十六条催化剂可选择蜂窝式、板式、水纹板式或其它形式，优先选择国产催化剂，对于烟气中灰量较高的，优先选用板式催化剂。催化剂的用量以及催化剂中各活性成分含量依据具体烟气参数、灰质特性和脱硝效率确定。第五十七条还原剂的供应和制备系统设置：（一）采纳液氨作为还原剂时，还原剂区应单独设置围栏，设明显警示标记，并应考虑疏散距离。还原剂区内部设备和建构筑物的距离应符合《石油化工企业设计防火规范》GB50160的相关要求；（二）一个火力发电厂内液氨储罐应集中布置，并尽量限制液氨储罐的数量。当液氨储罐数大于3个时，应分组布置，储罐组之间相邻两个储罐的外壁间距应不小于26m，否则应增设高至遮阳棚顶的防火隔墙。（三）氨区风向标数量不少于4个，应在氨区最高处呈对角布置，且处于避雷设施的爱护范围内。还原剂区地坪宜低于四周道路标高；液氨卸料区应尽可能设置在氨区围墙内，如受场地限制，氨卸料区只能设于氨区围墙外的，应在液氨万向充装系统四周设置爱护围栏。液氨万向充装系统四周应设置防撞桩；（四）液氨储罐区宜设环形消防道路，场地困难时，可设终点式道路，但应设回转场地，并符合GB50229的规定；（五）还原剂区的设备宜室外布置，液氨储罐应设置防止阳光直射的遮阳棚，遮阳棚的结构应避开形成可集聚气体的死角；（六）还原剂区内场地应设水冲洗装置，在低处设截水沟集中排至废水坑。；（七）还原剂区内电气柜小室电缆进线沟应进行隔离处理，防止泄露的氨气进入电气柜小室。氨区限制室和配电间出入口不得朝向装置区。（八）当采纳氨水作为还原剂时，氨水蒸发器布置在还原剂区。氨输送用管道应符合GB/T20801有关规定，全部可能与氨接触的设备、管道、管件、阀门等部件均应严格禁铜，宜采纳不锈钢制造；（九）当采纳尿素作为还原剂时，绝热分解室或水解反应器可布置在还原剂区或就近布置在反应器区。全部与尿素溶液接触的设备、管道和其他部件宜采纳不锈钢制造。第五十八条脱硝废水的处理原则上宜与全厂废水处理综合考虑。第五十九条烟气脱硝系统可设必要的工业电视系统，宜纳入全厂工业电视系统统一考虑。第六十条脱硝剂存储、制备、供应系统宜设置必要的探头、手报器、报警器等设备，接入全厂火灾报警区域盘，由主体工程统一考虑。第六十一条脱硝系统限制应与机组DCS一体化设计，并应满足当地环保部门的检测要求。 第十一章汽轮机设备及系统第六十二条汽轮机设备（一）机组额定功率符合下述要求：1.湿冷机组符合现行国标，即夏季满发；2.空冷机组符合IEC的较低标准；3.主电动给水泵功率按现行国标可从机组轴功率中扣除。（二）机炉间裕度符合下述要求：1.TVWO≥1.05TMCR；2.BMCR≥1.03TMCR；3.BMCR≤TVWO。锅炉BMCR宜统一化整。（三）300MW等级供热机组，当工业用热抽气量较大时，宜选择带旋转隔板抽汽可调整的汽轮机。（四）因运用快冷装置对机组寿命有肯定影响，一般状况下，600MW及以上的汽轮机不举荐采纳快冷装置。第六十三条主蒸汽、再热蒸汽系统（一）四大管道设计参数1.亚临界及超临界机组对于亚临界及超临界机组，四大管道设计参数按《火力发电厂汽水管道应力计算技术规程》（DL/T5366－2006）执行。2.超超临界机组主蒸汽管道的设计压力按锅炉最大连续蒸发量下过热器出口的工作压力加5％裕量选取；主蒸汽管道的设计温度按锅炉过热器出口额定工作温度加5℃（二）在满足布置条件下，四大管道尽可能采纳弯管方案代替弯头以削减管道阻力。一般状况下，超临界参数机组再热系统压降限制在8%左右，超超临界机组再热系统压降限制在7%左右，煤价较高的地区可以取用较低的值。第六十四条旁路系统（一）中间再热机组汽轮机旁路系统的设置及其型式、容量和限制水平，应依据汽轮机和锅炉的型式、结构、性能及电网对机组运行方式的要求确定。（二）对300MW机组和600MW及以上超（超）临界机组，应设置凹凸压两级串联旁路系统。（三）600MW及以上超（超）临界机组，宜选用启动功能的旁路系统，能够满足机组各种启动工况的要求，高压旁路容量通常按30～40%BMCR考虑。对1000MW超超临界机组，依据主设备特点，高压旁路容量可考虑按100%BMCR设计。低压旁路容量的选择除满足旁路系统功能的要求外，同时应考虑凝汽器的面积。（四）空冷机组旁路系统容量应考虑冬季起动时防冻要求，一般采纳40%BMCR二级串联简化旁路。采纳高压缸启动的空冷机组，在主机条件允许的条件下，宜采纳一级大旁路。第六十五条给水系统及给水泵（一）给水泵选型及容量原则上执行《大火规》的规定。（二）300MW级供热机组可考虑2×50%容量汽动给水泵+30%左右容量启动定速电动给水泵方案，或1×100%容量汽动给水泵+50%容量调速电动给水泵方案。（三）当启动汽源满足给水泵汽轮机启动要求时，原则上不设启动电泵。（四）300MW机组可采纳卧式或立式加热器；600MW机组宜采纳卧式高压加热器；1000MW超超临界高压加热器可采纳单列（单台100％容量）高加或双列（两台50％容量）高加，依据加热器设备价格、设备牢靠性、主厂房容积、管道及阀门价格综合比较后确定。高加给水旁路宜设置大旁路，高加进口采纳三通阀，高加出口宜采纳隔离闸阀。（五）每台汽动给水泵组设置单独的润滑油系统，为给水泵汽轮机和给水泵供应润滑油，润滑油箱和油泵采纳集中布置。电动给水泵的油系统应在给水泵就近地面布置。（六）给水泵汽轮机排汽蝶阀应配有通流量足够的启动抽汽旁路阀。（七）给水泵再循环阀不宜采纳两位阀，应采纳具有快开功能的调整阀。第六十六条凝聚水系统及设备（一）凝汽式机组宜装设2台100%容量凝聚水泵和1套变频装置。（二）凝汽、采暖两用机组宜装设3台50%容量凝聚水泵，可装设2套变频器。（三）超临界供热机组热网加热器疏水应经化学除铁过滤器回至高压除氧器，不能干脆回至除氧器。（四）对除氧器水位限制取消协助水位调整系统的方案，应进行技术论证。（五）凝聚水系统设有最小流量再循环管路，以保证启动和低负荷期间凝聚水泵和轴封冷却器通过最小流量平安运行。（六）凝聚水系统应考虑设置有新机调试或大修后启动不合格凝聚水的排放、回收系统。第六十七条疏放水系统为了防止疏水系统两相流冲刷引起爆破，加热器疏水调整阀后尽量不设弯头，缩短管道，并选用防冲刷弯头或选用不锈钢疏水管道和弯头。第六十八条凝汽器及其协助设施（一）干脆空冷机组凝聚水补水除氧方式可采纳凝聚水补水至汽轮机排汽管道、设置外置式凝聚水及补水除氧器、凝聚水补水至排汽装置（排汽装置带内置式除氧装置）等方案，最终应依据汽轮机厂排汽装置除氧方案及空冷岛承包商举荐方案确定。（二）依据电厂所处位置、气候条件、机组容量和厂区场地条件，经技术经济比较，可采纳带喷射式混合凝汽器或表面式凝汽器的间接空冷系统。（三）超临界间接空冷机组，宜采纳不锈钢表面式凝汽器，并采纳除盐水作循环冷却水，冷却水系统与汽轮机汽水系统分开设置。（四）空冷机组的给水泵汽轮机的排汽宜干脆排至主机凝汽器。第六十九条汽轮机油系统（含发电机氢密封油系统）（一）油系统（如发电机系统油站、高压抗燃油系统油站）宜分别集中布置。润滑油系统、顶轴油系统、发电机氢密封油系统应共用主油箱。各类油泵宜集中布置在主油箱旁边。油系统必需设置严格的防火平安设施。（二）主油箱、油系统回油管路宜选用不锈钢材料，禁用铸铁阀门。油系统管路不采纳法兰连接。第七十条发电机附属系统（一）发电机氢冷系统及氢气限制装置的全部管道、阀门、有关的设备装置等采纳不锈钢材料，并使布置便于操作、监视和维护检修。氢气系统密封阀宜为无填料密封阀。（二）为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。 第十二章水处理设备及系统第七十一条锅炉补给水处理系统（一）锅炉补给水的水源应依据水质水量稳定、牢靠等原则选取。1.优先选用自然水源；2.严峻缺水地区宜选用城市再生水深度处理水或矿井疏干水作为水源，对于扩建机组宜优先选用循环水排污水作为锅炉补给水水源；3.海滨电厂有条件时宜运用淡水作为补给水水源，无条件时可运用海水淡化水作为补给水水源。（二）锅炉补给水处理系统应依据合理、平安、经济的原则设计。1.依据水源水质及后处理设备的水质要求设计完善的预处理系统；2.对于自然水源，在预处理之后，宜设计一级除盐加混床的除盐系统；如原水溶解固形物含量较高（200～300mg/l），经过技术经济比较后，可采纳反渗透、一级除盐加混床系统；3.对于超临界及以上机组，如原水含盐量及TOC含量不高，经小型试验或论证后也可采纳一级除盐加混床处理系统；4.对于含盐量较高的原水，包括循环水排污水、深度处理后的城市再生水等，在经预处理之后，宜采纳超滤、反渗透一级除盐加混床系统；5.当水源为海水或苦咸水时，应采纳海水淡化、苦咸水淡化处理系统；需采纳海水淡化制取淡水时，宜优先采纳反渗透膜处理工艺，对于制水规模较大（＞20000m3（三）对于环保要求较严或大宗药品供应困难的地区电厂，如处理水量不大，锅炉补给水处理系统可采纳超滤、两级反渗透加电除盐系统。（四）热网补充水处理应与锅炉补给水处理系统统一考虑设计。对有反渗透预脱盐的处理系统，热网补充水宜采纳反渗透装置出水。第七十二条循环冷却水处理系统（一）对于开式循环冷却水系统，应依据经济、适用、牢靠等原则，可合理选用循环水加稳定剂法、补充水加硫酸法，或采纳补充水石灰软化法处理，以满足机组平安稳定运行与提高浓缩倍率、降低全厂耗水指标的要求。（二）对于开式循环冷却水系统，应尽量提高循环水浓缩倍率。以自然水为补充水源时，循环水浓缩倍率不宜小于4.5倍，以城市再生水作为补充水源时，浓缩倍率不宜小于3倍。（三）采纳城市再生水（矿井排水、工业排水）作为电厂循环水补充水水源时，应设置深度处理系统。深度处理系统一般宜采纳石灰处理，石灰系统宜选用湿法计量工艺。1.作为电厂水源的城市再生水应达到GB18918《城镇污水处理厂污染物排放标准》中的一级B以上标准，或达到GB8978《污水综合排放标准》中的一级标准；2.当城市再生水有机物和氨氮含量仍较高时，宜在石灰处理系统前增加曝气生物滤池，或采纳膜生物反应器（MBR）处理工艺。（四）循环冷却水应进行杀菌处理。应依据冷却方式及水质条件等因素，选用经济、平安、高效的杀菌方式。1.对于开式循环冷却水系统，宜采纳电解食盐制次氯酸钠、二氧化氯或氯锭进行杀菌处理；2.对于海水冷却的电厂，在海水氯离子浓度大于8000mg/L，宜选用电解海水制次氯酸钠进行杀菌处理，有海水淡化的电厂可利用浓缩海水作为电解液，以提高电解效率；3.对于水质条件较好的北方地区的电厂，宜采纳季节性加杀菌药剂处理，可不设加药设备。（五）空冷机组辅机冷却水设置了开式冷却系统时宜加稳定剂处理。第七十三条其他处理系统（一）氢气系统1.电厂旁边如有牢靠的、合格的氢源时，应采纳外购氢气供氢方案。采纳外购氢方案，供氢站宜设实瓶间、空瓶间和汇流排间；汇流排间氢气瓶集装格（每个集装格氢气瓶数量20瓶）数量不应超过3组；汇流排间在地面下预埋连接氢气集装格的不锈钢管路，上端高出地面1m，并设置连接阀门和接口；2.厂内设置制氢系统时，应优选国产中压水电解制氢装置；3.外购氢气供氢时的氢气瓶与储氢罐的总有效容积，厂内设置制氢装置及氢气贮存罐的总有效容积，均应满足全部氢冷发电机组7d-10d的正常消耗量和最大一台氢冷发电机组一次启动充氢量之和。（二）发电机内冷水应增设牢靠的、合理的、经济的水质防腐调整处理系统。（三）为满足环保要求，应建设全厂工业废水处理系统（包括油废水处理系统），工业废水处理系统出水宜用作为脱硫工艺用水。（四）原水预处理系统、锅炉补给水处理系统、再生水回用深度处理系统、全厂工业废水处理系统以及循环水处理系统宜集中布置在一起，以削减占地面积、提高公用设备利用率（如污泥浓缩机与酸碱储存等可以公用），也便于运行、检修维护管理。 第十三章信息系统第七十四条管理信息系统MIS（一）MIS的规划和建设应遵照技术先进、经济合理的原则，并满足电厂建设和生产运行须要。MIS的软、硬件配置和网络平安与二次系统平安应符合集团公司有关要求。（二）新建电厂MIS应预留规划容量下扩建时所需的扩容实力；扩建电厂应充分利用原有MIS，必要时可对现有MIS进行改造或重新建设。（三）基建MIS应依据集团公司工程建设管理信息系统规划要求，服务器端硬件和应用软件已经统一部署在集团公司总部，工程项目仅需建设能够与集团公司总部联网通讯的局域网络（互联网带宽不低于50M），相关局域网络硬件、网络工程和计算机应用软件建设应由发电工程MIS的投资费用中支付，不单独计列。（四）生产MIS的硬件（网络交换机、数据库服务器、应用服务器）可冗余配置，MIS各应用子系统的设置应与集团公司的统一管理模式协调一样。（五）集团公司所属新、扩建、改建电厂统一采纳KKS编码作为电厂设备标识码。第七十五条厂级监控管理信息系统SIS（一）SIS的规划与建设应遵照“统一规划、分阶段实施”的原则，各阶段目标实施的时间不应太长，限制在1-2年内实现。（二）对于新建电厂，SIS和MIS可按合并网络的原则设置。（三）SIS的设计和开发应立足于国内，如有适合运用或希望试用的应用软件，应单独列项说明。（四）SIS数据库标签总量应依据电厂近期规模配置，历史数据库在线存储时间应满足机组一个大修周期（约4年）的存储要求。（五）SIS与MIS之间的数据应为单向传输，通信接口应实行牢靠的隔离设施。（六）发电厂报价系统的设置应依据电力市场建设进度适时进行。报价系统的基础数据来源与电力交易中心、MIS、SIS、RTU（或NCS）。工程中是否暂列该项投资，应依据工程进度和电力市场要求确定。第七十六条视频监视系统和门禁管理系统（一）发电厂应设置视频监视系统。视频监视系统包括生产视频监视系统和安保视频监视系统两部分，生产和安保视频系统宜合并设置，但可依据须要分别显示指定的区域。（二）依据须要可设置门禁管理系统，门禁管理系统的主要功能包括；实时监控、进出权限管理、记录、报警、消防报警联动等。（三）发电厂视频监视系统、门禁管理系统均应设置与生产MIS的通信接口。（四）2×600MW机组视频监视点数举荐230点，各区域安排如下：单元机组60×2点、公用系统10点、水系统20点、除灰区域10点、输煤系统22点、空冷区域10点、脱硫区域12点、脱硝区域6点、油罐区6点、热网2点以及平安保卫12点。各工程可依据工艺系统的实际状况进行适当调整。（五）电厂可预留进行数字化煤场建设的条件，相关费用列入工程建设费用。第七十七条培训仿真机每个电厂可设置微型培训仿真机1套。 第十四章仪表与限制第七十八条自动化水平（一）单元机组自动化水平应能达到：由一主两辅值班员在就地人员的巡回检查和少量操作协作下，在限制室内完成机组启停、运行工况监视调整和事故处理等工作。（二）协助系统的自动化水平与机组的自动化水平相协调，协助系统运行人员（共约2-3人）在就地人员的巡回检查和少量操作协作下，在集中限制室内通过操作员站完成各协助工艺系统的启停、运行工况监视调整和事故处理等工作。（三）机组各系统疏放水阀门，须装设内漏监测系统，并入DCS系统进行监控。第七十九条限制方式（一）单元机组应采纳炉、机、电集中限制方式，实现炉机电全能值班运行模式。依据机组建设规模宜多台机组共设一个集中限制室，当同期建设两台机组时，应采纳两机一控的方式；当同期建设两台以上机组时，宜采纳多机（三台/四台机组）一控的方式。（二）不设网络限制楼，网络监控系统操作员站设在集中限制室。（三）全厂公用系统、协助车间（系统）采纳集中限制方式，只设一个集中限制点，实现协助系统全能值班的运行模式，该限制点宜并入机组集中限制室。（四）为便于系统调试、启动运行初期、故障和巡检，可设水、灰、煤三个协助车间就地监控点，输煤车间就地监控点依据电厂具体状况可按长期设置。（五）烟气脱硫系统限制方式应依据脱硫方式和电厂运行管理模式进行选择：1.海水脱硫或石灰石-石膏湿法脱硫系统，应视为单元机组的一部分由机组运行人员在单元限制室限制，同时设置就地协助监控点（也可与相近车间就地协助监控点合并）；2.当烟气除尘-脱硫系统采纳布袋除尘-石灰石半干法脱硫方式时，可将脱硫系统视为协助车间与除尘、除灰合并设置就地监控点，但最终仍要过渡到在单元限制室限制；3.当脱硫系统实行特许经营的运行管理模式时，宜在脱硫车间旁边单独设限制室,也可将监控点设在位置相邻或性质相近协助车间的就地限制室；主控室可实现对脱硫系统的监视。（六）热电联产电厂的热网首站在集中限制室监控。（七）灰库、渣仓的卸料部分采纳就地限制。（八）DCS系统原则上不进口，全厂DCS系统选型宜协调一样。第八十条集中限制室和电子设备间（一）集中限制室的设计应充分考虑运行和管理的须要，并按人性化设计理念为运行人员创建良好的工作环境。1.限制室和周边协助生产用房面积的比例应协调，一般不考虑设置专供参观的走廊和大会议室；2.集中限制室面积宜限制在200-250m2（二）电子设备间宜实行相对物理分散的布置方案，分别设置锅炉和汽机电子设备间。（三）工程师室应按机组分别设置。（四）各协助车间（系统）限制设备布置在各车间内，可依据须要设就地电子设备间。第八十一条机组限制系统（一）机组限制系统应采纳分散限制系统DCS。依据工程的具体状况，可在一些电厂局部采纳基于现场总线分散限制系统的试点，但应进行具体的设计方案论证；采纳基于现场总线的分散限制系统，锅炉、汽机及其重要辅机的爱护和重要的调整回路仍应采纳硬接线方式。（二）机组DCS的监控范围包括：锅炉、汽机及DEH等协助系统，发电机-变压器组及主厂房内高/低压厂用电源系统，等离子或微油点火系统、吹灰系统、旁路系统、输煤系统、脱硫系统、脱硝系统、除尘器，除渣系统、燃油泵房、循环水泵房/辅机冷却水泵房、空冷系统、空压机站、热网首站、集中空调等协助车间和系统。（三）运行人员以DCS操作员站作为对机组的主要监控手段，不设置常规仪表、和后备手操器；仅设置极少量的停炉、停机、发电机解列等硬接线按钮，以确保紧急状况下能平安停止机组运行。机组应配置肯定数量的声光报警装置，用于重要的主辅机跳闸、设备故障、重要参数偏离正常值报警。DCS报警系统应具备报警切除功能。（四）不设置大屏幕显示器，可依据须要设置少量的大尺寸液晶或等离子显示装置。（五）循环水泵房/辅机冷却水泵房、空冷区域、燃油泵房、海水脱硫区、烟气脱硝区、热网首站、空压机站等区域宜采纳远程限制站或远程I/O。（六）单元机组DCS输入/输出点数可参考表二（具体工程可依据实际状况调整）。表二单元机组DCS输入/输出点数参考表机组容量I/O点数备注300MW6000点不包括脱硝、空冷、脱硫、吹灰、热网等系统的I/O点600MW7000点不包括脱硝、空冷、脱硫、吹灰、热网等系统的I/O点1000MW11000点不包括脱硝、空冷、脱硫、吹灰、热网等系统的I/O点注1：以上点数不包括备用点数量；注2：对于采纳现场总线的机组，I/O点数应依据现场总线应用范围进行调整；注3：依据国内超临界/超超临界机组运行状况，应按不同炉型适当增加锅炉高温受热面管壁温度测点数量。（七）监测装置设置原则1.煤粉锅炉设置炉膛火焰工业电视（循环流化床锅炉除外）；2.汽包锅炉设置汽包水位工业电视；3.设置汽轮发电机组轴承振动监测和故障诊断系统，给水泵汽机振动监测和故障诊断信号也纳入机组轴承振动监测和故障诊断系统中。振动监测和故障诊断系统的信号采集系统每台机组设置一套，信号处理和显示报警（主机）宜多台机组合设一套。轴振动信号从汽机和给水泵汽机振动检测仪表接入，轴承振动监测和故障诊断系统应与SIS系统设有通信接口；4.设置锅炉炉管泄漏检测系统，信号采集系统每台机组设置一套，信号处理和显示报警可两台炉共设一套。炉管泄漏检测系统应与SIS系统设有通信接口，同时将报警信号以硬接线方式送入机组DCS；5.设置锅炉飞灰含碳量监测装置，信号采集系统每台机组设置一套，信号处理和显示报警可两台炉合设一套；6.对于采纳中速磨煤机或双进双出钢球磨煤机直吹式制粉系统的电厂，当燃用爆炸性和自燃倾向性高的烟煤、褐煤时，宜设置CO监测装置和磨煤机后介质温度变更梯度测量装置；7.全厂设置一套GPS，各时钟系统应同步。（八）机组爱护1.单元机组的限制台上必需设置总燃料跳闸、停止汽轮机和解列发电机的跳闸按钮，并应采纳双重按钮或带盖按钮，按钮应干脆接至停机、停炉的驱动回路；2.1000MW及以上容量的单元机组的锅炉和汽机跳闸爱护系统宜采纳经认证的、SIL3级平安相关系统。平安相关系统应符合《电气/电子/可编程电子平安相关系统的功能平安》（GB-T20438）和《过程工业领域平安仪表系统的功能平安》（GB-T21109）的有关规定。（九）开关量限制系统600MW及以上容量的机组可结合工程实际状况设置带断点的机组级依次限制功能，设置机组级依次限制功能的工程，应在机组调试支配进度中预留足够的机组级依次限制系统调试时间。（十）模拟量限制1.电厂可适当采纳实践证明效益明显、经济适用的优化限制软件（例如燃烧优化限制软件）；2.优化限制软件宜由DCS生产厂家统一供货。第八十二条协助车间限制系统（一）协助车间限制系统宜优先采纳DCS限制方式，并与机组分散限制系统选型一样。原则上不再采纳可编程逻辑限制器系统（PLC）。（二）协助车间限制系统宜按车间进行配置。（三）应设置协助车间集中限制网络并与SIS系统进行通信。（四）协助车间集中限制网络应按分层的原则设置，分别设置水系统限制网络、煤系统限制网络、灰系统限制网络等，然后分别接入上层协助车间集中限制网络。（五）海水淡化限制系统宜接入水系统限制网络；凝聚水精处理限制系统宜干脆接入协助车间集中限制网。 第十五章电气设备及系统第八十三条发电机与主变压器（一）励磁系统的特性与参数应满足电力系统各种运行方式的要求，并宜选用制造厂的成熟型式。工程中若选用自并励静止励磁系统，宜选用国内知名厂家生产的自并励静止励磁系统。（二）容量为600MW级及以下机组单元连接的主变压器，若不受运输条件的限制，宜采纳三相变压器；容量为1000MW级机组单元连接的主变压器应综合运输和制造条件，可采纳单相或三相变压器。当选用单相变压器组时，省内集团所属电厂已有备用相时，不再配置备用相；假如没有，备用相配置原则为：当安装机组≤2台时，一般不考虑设置备用相，当装设3台及以上机组时，可考虑装设1台备用相。（三）容量为200MW及以上的发电机与主变压器为单元连接时，该变压器的容量可按发电机的最大连续容量扣除一台厂用工作变压器的计算负荷和变压器绕组的平均温升在标准环境温度或冷却水温度下不超过65℃的条件进行选择。第八十四条电气主接线（一）600MW级及以上机组发电机出口不宜装设断路器或负荷开关，当装设时应经技术经济论证合理。（二）启动/备用电源的引接方式应依据电网对启动/备用变压器是否收取装置容量电费和其他条件，经技术经济比较论证后确定。可采纳如下方案：1.厂内有220kV及以下电压等级配电装置时，起动/备用电源干脆从配电装置母线引接；2.当厂内仅有500kV或330kV一级电压，且出线回路数在2回及以上时，应对由厂内降压引接和由系统引接起动／备用电源进行技术经济比较，技术经济合理时，起动／备用电源可采纳由厂内母线经1级或2级降压引接的方案；3.假如电气主接线采纳发电机-变压器-线路组接线形式，由系统引接起动／备用电源技术经济不合理时，起动／备用电源引接可考虑采纳扩大桥接线方式，从桥上2台断路器之间引出；4.当电厂初期2台机组仅有1回出线时，起动／备用电源宜由系统引接。（三）采纳单母线或双母线接线的配电装置，当采纳气体绝缘金属封闭开关设备时，不应设置旁路设施；当断路器为六氟化硫型时，不宜设旁路设施。（四）200MW级及以上发电机的引出线及其分支线应采纳全连式分相封闭母线，分相封闭母线采纳微正压充气系统。第八十五条沟通厂用电系统（一）高压厂用电电压可采纳6kV、10kV，125MW级～300MW级机组采纳6kV一级高压厂用电电压；600MW级及以上的机组，可依据工程具体条件采纳6kV一级、10kV一级或6kV/10kV两级高压厂用电压，优先采纳6kV一级电压。（二）当工程建设2台机组时，高压厂用系统不宜设置公用段。（三）当同步建设脱硫装置时，脱硫高压负荷宜干脆接于高压厂用工作母线段，脱硫低压负荷应单设脱硫低压变压器供电。（四）厂用高压开关柜设备应选用真空断路器与高压熔断器串真空接触器（F-C）的组合设备，其开断电流宜限制在40kA以内，高压开关柜应有防误闭锁装置。（五）容量在1000kW以下的电动机回路和容量在1250kVA以下的变压器回路采纳F-C柜，容量在1000kW及以上的电动机回路和容量在1250kVA及以上的变压器回路采纳真空断路器柜。（六）低压厂用电系统采纳动力中心（PC）和电动机限制中心（MCC）的供电方式。主厂房内的低压厂用电系统（除照明系统外）宜采纳中性点高电阻接地的三相三线制，照明系统和协助车间采纳三相四线制的供电方式。（七）电除尘变压器采纳明备用方式时，2台炉共用1台备用变压器。（八）200MW级及以上的机组应设置沟通保安电源，沟通保安电源应采纳快速起动的柴油发电机组。第八十六条单元机组沟通不间断电源的设置应满足机组计算机限制系统的要求，可按如下方案配置：（一）单机容量为300MW级机组每台机组设置1套80kVA的UPS装置；（二）单机容量为600MW级机组每台机组设置1套2×60kVA双主机并联共用旁路型式的UPS装置；（三）单机容量为1000MW级机组每台机组设置1套2×80kVA双主机并联共用旁路型式的UPS装置。第八十七条高压配电装置（一）Ⅳ级污秽地区、寒冷地区（四周空气温度低于40C（二）Ⅳ级污秽地区、寒冷地区、海拔高度大于2000m地区的330kV及以上电压等级的配电装置，当技术经济合理时，可采纳气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）配电装置或混合式（HGIS）配电装置。（三）地震烈度为9度及以上地区的110kV及以上配电装置宜采纳气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）配电装置。（四）GIS配电装置在与架空线路连接处装设的避雷器宜采纳放开式，GIS母线是否装设避雷器，需经雷电侵入波过电压计算确定。（五）GIS依据电厂所处环境和定标厂家确定采纳屋内布置或屋外布置的型式。（六）当高压配电装置采纳屋外式时，110kV～500kV断路器宜采纳瓷柱式SF6断路器，当地震基本烈度为8度及以上（水平地震加速度≥0.2g）地区，500kV断路器可采纳罐式断路器，750kV断路器采纳罐式断路器。（七）330kV～500kV屋外式高压配电装置的电流互感器宜采纳油浸式，若经济合理，也可采纳SF6气体绝缘式。（八）300MW级600MW级干脆空冷机组的主变压器、厂用高压变压器及起动/备用（高压备用）变压器宜布置在空冷平台下。（九）1000MW机组的主变压器、厂用高压变压器及起动/备用（高压备用）变压器宜布置在空冷平台下，当上升电压为750kV及以上时，主变压器可布置在空冷平台外。第八十八条电气监测及限制（一）单元机组的主要电气设备应在单元机组监控系统进行监测和限制。1.在单元机组监控系统进行监测和限制的设备元件包括：发电机变压器组或发电机变压器线路组、发电机励磁系统、高压厂用电源、主厂房低压厂工作变压器及低压母线分段断路器、主厂房内专用备用变压器及备用电源；2.宜在单元机组监控系统进行监测和限制的设备元件包括：主厂房照明变压器及低压母线分段断路器、低压厂用公用变压器及低压母线分段断路器、主厂房动力中心至电动机限制中心的电源馈线；3.在单元机组监控系统进行监测的设备元件包括：直流系统、沟通不间断电源、柴油发电机组。（二）火力发电厂厂用电系统宜设置厂用电监控系统（ECMS）。ECMS设置有2种方案：一是除参加逻辑限制的I/O点采纳硬接线与DCS数据交换外，其余由ECMS监视和限制；二是ECMS对厂用设备和元件只监视不限制。（三）高压配电装置应采纳网控微机（NCS）限制系统在发电厂的集中限制室或第一单元限制室监控；线路、母线爱护装置宜集中布置在就地爱护小室，爱护小室应装设空调，并保证防尘、防火。（四）远动RTU与NCS应数据共享，不应重复设置数据采集单元。调度下达的AGC吩咐，通过远动工作站或RTU接收，通过硬接线干脆与各机组DCS连接，同时将AGC吩咐传送给NCS；机组返回的AGC信号，通过NCS设置的就地/集中装置进入NCS或通过硬接线干脆进入RTU。（五）高压隔离开关宜采纳远方限制，110kV及以下供检修用的隔离开关和接地开关可采纳就地限制。（六）发电机变压器组、启动/备用变压器、母线联络及母线分段回路断路器应采纳三相联动操动机构。第八十九条照明系统（一）300MW级及以上机组的主厂房照明宜设置单独的照明变压器。1.可每台机组设置1台照明变压器，2台机组设置1台检修变压器，检修变压器且做照明变压器的备用；2.可每台机组设置1台照明变压器，2台机的照明变压器互为备用；机组检修段由本台机组的其中1台低压工作变压器供电。（二）厂区照明有条件时宜选择太阳能照明。（三）新建电厂可在基建期参照合同能源管理模式建设全厂照明系统。第九十条电缆选择与敷设（一）主厂房及协助厂房的电缆敷设应实行有效阻燃的防火封堵措施，对主厂房内易受外部着火影响区段，如汽轮机头部或锅炉房正对防爆门与排渣孔的邻近部位等的电缆应实行防止着火的措施。（二）主厂房、输煤、燃油及其他易燃易爆场所应选用C类阻燃电缆。（三）消防系统、火灾报警系统、不停电电源、直流跳闸回路和事故保安电源等运用的动力电缆和限制电缆宜采纳耐火电缆。（四）高温场所应按《电力工程电缆设计规范》（GB50217）的有关规定选择电缆敷设路径和方法，与热源保持规定距离或实行隔热措施，不宜选用氟塑料绝缘电缆。（五）不宜选用耐寒电缆。对电缆施工敷设应按电缆施工规范规定的施工敷设环境温度要求施工。（六）380/220V低压馈线动力电缆宜采纳交联聚乙稀电缆。电缆截面小于或等于4mm2时，可选用铜芯导体。当回路需采纳多根电缆并联供电时，若选用铜芯电缆可削减并联根数时，可选用铜芯电缆。（七）主厂房内电缆敷设一般应采纳架空敷设，厂区电缆应尽量利用综合管架敷设，协助车间电缆宜采纳架空敷设。第九十一条其他电气设施火力发电厂电气装置的过电压爱护设计应符合现行国家标准《高压输变电设备的绝缘协作》（GB311.1）和《绝缘协作第2部分：高压输变电设备的绝缘协作运用导则》（GB/T311.2）的有关规定外，还应符合下列规定：主要生产建（构）筑物和协助厂房建（构）筑物的过电压爱护应符合现行行业标准《沟通电气装置的过电压爱护和绝缘协作》DL/T620的规定。 第十六章水工设施及系统第九十二条水务管理和节水措施（一）一般规定电厂的规划和设计应把节约用水作为一项重要的技术原则，为施工和生产过程做好节水工作创建条件。工程可行性探讨报告中应提出节水的原则性技术措施；初设文件中应提出节水的具体措施；施工图中应有节水措施的具体设计。在可研、初设和施工图阶段均应绘制全厂水量平衡图。（二）节水措施1.各类污废水经处理后分级梯级运用；2.采纳循环冷却系统时，应实行措施，合理的提高循环水浓缩倍率，以节约用水；3.除灰系统应优先采纳干除灰系统。如条件许可时可采纳高浓度水力除灰系统，并设置灰水回收系统；4.除灰设备冷却水循环运用；5.锅炉排污水经冷却后回收利用；6.输煤系统冲洗废水和煤场区域的雨水应收集进行处理，并作为输煤系统冲洗、除尘、煤场喷洒等用水；7.生活污水经二级生化处理，含油废水经除油处理，工业废水经澄清处理再进行深度处理后回用；8.在严峻缺水地区，可考虑设雨水收集回用系统，以进一步降低耗水指标；9.最大限度地利用电厂生产过程中产生的污废水，经过反渗透处理的含盐量未变更的各种电厂废水作为循环水补给水。（三）再生水运用原则1.在缺水地区，有条件运用再生水的工程应优先运用再生水；2.再生水以供应循环水系统作补充水为主，必要时，也可作为除生活水以外的其它水源；3.运用再生水时应有备用水源，但备用水源的比例应依据再生水供应的牢靠程度、与电厂运用之间的匹配状况、备用水源的可能取水实力等因素探讨确定；4.城市污水一般已经过二级生活处理，但仍不能满足火电厂用水的水质要求，需依据具体工程运用要求进行深度处理后运用，并须保证再生水深度处理后满足各相关系统水质指标的要求。第九十三条供水系统（一）供水系统选择及配置1.发电厂供水系统的选择，应依据水源条件和规划容量，通过技术经济比较确定采纳直流供水系统还是循环供水系统。（1）在满足环保等相关部门要求下，当厂址接近水资源丰富的江、河、湖、海，供水高度一般在20～25m以下，输水距离在1.0～2.0km以内，采纳直流供水系统。（2）当供水水源不足、厂址距离水源太远或厂址标高比水源水位高出许多时，采纳带冷却塔的循环供水系统。（3）对取用海水为冷却水源的电厂，当温排水排放不满足环保部门及其它海洋管理相关部门的要求时，应采纳带海水冷却塔的循环供水系统。2.循环水泵采纳立式混流泵，循环水泵出口宜采纳二阶段关闭蝶阀，水泵的电动机与泵出口阀门采纳连锁设置，水泵出水管上应设置安装后固定的安装伸缩节；3.南方不结冻地区的工程中优先选择循环水泵露天布置的简易封闭方案。电动机防护等级不低于IP54，滨海电厂须考虑盐雾腐蚀的影响。露天布置的循环水泵及清污设备的安装、检修，经充分论证后尽可能采纳汽车吊方案。（二）供水系统优化1.对于汽轮机设计背压的优化，应在可研设计阶段和主机招标之前进行；2.供水系统优化采纳年费用最小法。第九十四条水工设施（一）冷却塔1.对于常规凝汽式湿冷机组宜采纳逆流式自然通风冷却塔。在高温高湿地区、高烈度地震区，或地基处理量大、场地较为狭小难于布置逆流式自然通风冷却塔时，经技术经济比较后，可以采纳机械通风冷却塔；2.冷却塔防噪音措施的设置应依据环评结果确定。（二）空冷系统1.在空冷电厂的可研阶段应依据电厂的条件对空冷系统方案进行优化比较，初步确定举荐的空冷系统方案；2.在下述条件下，并且进行全面技术经济比较后认为合理时，可优先考虑干脆空冷系统。（1）厂址用地惊慌；（2）环境风速低，或风向有利；（3）燃料价格较低；（4）当环境气温很低，采纳间接空冷防冻问题突出时。3.在下述条件下，并且进行全面技术经济比较后认为合理时，可优先考虑间接空冷系统。（1）常年运行经济性成为主导因素时；（2）受总图布置条件限制，当采纳干脆空冷系统环境风向不合理时；（3）对厂界噪声要求高时，如采纳干脆空冷系统，噪音问题须要采纳昂贵的超低噪音风机时。4.间接空冷机组空冷塔选择。600MW等级机组宜采纳一机一塔方案，1000MW等级机组宜采纳一机两塔方案；300MW及以下等级机组在非寒冷地区宜采纳两机一塔方案，在寒冷地区应充分考虑当地气象条件，在满足系统防冻要求的条件下也可采纳两机一塔方案；5.空冷机组给水泵小汽机冷却方式选择。间接空冷机组给水泵小汽机排汽宜采纳间冷方式，干脆空冷机组给水泵小汽机冷却方式应综合考虑投资、占地面积、耗水指标等因素，优先选用直冷方式；6.空冷管束材质选择。寒冷或寒冷地区干脆空冷机组应优先采纳单排管束，间接空冷系统应依据工程特点进行技术经济比较后确定采纳何种管束，在技术经济性能相当的状况下，优先选用椭圆形钢管钢翅片管束。（三）空冷系统优化1.在空冷汽轮机招标前进行初步设计优化，提出设计气温及对应的汽轮机设计背压、夏季满发气温及对应的汽轮机满发背压，用于招标确定适合当地气象条件的汽轮机；2.在招标确定汽轮机后，依据汽轮机特性和气象条件进一步对空冷系统主要设计参数进行优化，最终确定空冷系统ITD值、空冷凝汽器冷却面积、直冷系统冷却风机台数、间冷系统冷却塔尺寸、迎面风速等空冷系统参数；3.对于空冷系统ITD值、空冷凝汽器冷却面积、直冷系统冷却风机台数、间冷系统冷却塔尺寸、迎面风速等的优化应采纳年总费用最小法；4.优化计算中采纳的凝汽量采纳额定工况（TMCR）的凝汽量；5.优化计算中采纳的空冷设备造价应与近期招标确定的空冷设备价格接近。（四）空冷系统设计模式。由空冷岛承包商负责空冷岛的基本设计、性能保证、散热器及管件设备供应等，具体设计由主体设计院完成。 第十七章协助、附属及公共福利建筑第九十五条新建电厂协助、附属及公共福利建筑面积应符合现行行业标准《火力发电厂试验、修配设备及建筑面积配置导则》DL/T5004-2010及集团公司有关规定。（一）规划有扩建的新建电厂，综合办公楼建筑面积(含办公用房、试验室、档案室、通信机房、监测站及教化培训)宜限制在4800-6000m2以内，300MW级电厂取低限；（二）规划无扩建的新建电厂，综合办公楼建筑面积宜限制在3000m2以内；（三）扩建电厂原则上不应新建综合办公楼，但不同规模扩