小型火力发电厂设计规范样本

小型火力发电厂设计规范1总则

1.0.1为了在小型火力发电厂(如下简称发电厂)设计中，贯彻国家基本建设方针、政策，优先实行热电联产，讲求经济效益、社会效益，节约能源，节约工程投资，节约原材料，缩短建设周期；因地制宜地运用煤炭资源，实行综合运用，节约用地、用水，保护环境，执行劳动安全和工业卫生等现行国标规定，做到符合国情、技术先进、经济合理、运营安全可靠，制定本规范。

1.0.2本规范合用于压力参数为次中压、中压、次高压、单台锅炉额定蒸发量20～130t/h、供热式汽轮机功率1.5～12MW、凝汽式汽轮机功率3～25MW新建或扩建燃煤发电厂设计。

1.0.3拟定发电厂类型，应符合下列规定：

1.0.3.1依照城乡地区热力规划，热电负荷现状和发展，热力负荷特性和大小，在经济合理供热范畴内，应建设供热式发电厂。

1.0.3.2依照城乡地区电力规划，在煤炭资源丰富而交通不便缺电地区或无电地区，以小水电为主地区，解决枯水季节电源，具备煤炭来源条件时，应因地制宜地建设恰当规模容量凝汽式发电厂。

1.0.3.3依照公司规划发展热、电负荷需要，可建设恰当规模公司自备供热式发电厂。

1.0.4供热式发电厂机组选型，应根据“以热定电”原则，并依照热负荷大小和特性，经技术经济比较后合理拟定。

1.0.5发电厂机组压力参数选取，宜近期、远期建设统一规划，并宜符合下列规定：

1.0.5.1供热式发电厂单机容量为1.5MW机组，宜选用次中压或中压参数；容量为3MW机组，宜选用中压参数；容量为6MW机组,宜选用中压或次高压参数；容量为6MW以上机组，宜选用次高压参数。

1.0.5.2凝汽式发电厂单机容量为3MW机组，宜选用次中压参数；容量为6MW及以上机组，宜选用中压或次高压参数。

1.0.5.3在同一发电厂内机组，宜采用同一种参数。

1.0.6发电厂规划装设机组台数，供热式发电厂不适当超过6台；凝汽式发电厂不适当超过4台。

1.0.7发电厂应按规划容量做总体规划设计。新建发电厂依照负荷增长速度,可按规划容量一次建成或分期建设。当发电厂主控制楼(室)、岸边水泵房土建某些分期施工有困难时，可按规划容量一次建成。

1.0.8公司自备发电厂辅助设施、附属生产设施、生活福利设施，由公司统筹规划建设时，发电厂不应设立重复系统、设备或设施。

公司自备供热式发电厂补水量较大时，原水预解决系统宜由发电厂进行规划设计。

1.0.9发电厂机炉配备、重要辅机选型、重要生产工艺系统及主厂房布置，应经技术经济比较拟定。

在满足发电厂安全、经济、可靠运营条件下，系统和(或)布置可作恰当简化。

公司自备发电厂装置水平，结合发电厂设备特点，宜与该公司工艺规定相协调。

1.0.10发电厂煤尘、废水、污水、烟气、灰渣及噪声等各类污染物防治与排放,应贯彻执行国家环保方面法律、法规和原则关于规定，并应符合劳动卫生与工业卫生方面原则关于规定，达到原则后，方可排放。

污染物防治工程设施及劳动卫生、工业卫生设施，必要与主体工程同步设计、同步施工、同步投产。

禁止将灰渣排入江河、湖海水域。

1.0.11发电厂抗震设计，必要执行现行国标《建筑抗震设计规范》关于规定。

1.0.12发电厂设计，除应遵守本规范规定外，尚应执行现行国家关于原则、规范规定。

2热、电负荷与厂址选取

2.1热负荷和热介质

2.1.1区域性供热式发电厂热负荷，应在城乡地区热力规划基本上经调查核算后拟定。公司自备供热式发电厂热负荷，应按公司规划规定供热量拟定。

2.1.2供热式发电厂规划容量和分期建设规模，应依照调查贯彻近期和远期热负荷拟定。

2.1.3供热式发电厂经济合理供热范畴，应依照热负荷特性、分布、密度、热源成本、热网造价和供热介质参数等因素，通过技术经济比较拟定。蒸汽管网输送距离不适当超过4km，热水管网输送距离不适当超过10km。

2.1.4拟定设计热负荷，应调查供热范畴内热源概况、热源分布、供热量和供热参数等，并应符合下列规定：

2.1.4.1工业用汽热负荷，应调查和收集各热顾客现状和规划热负荷性质、用汽参数、用汽方式、用热方式、回水状况及近来一年内逐月平均用汽量和用汽小时数，按各热顾客不同季节典型日小时用汽量，拟定冬季和夏季最大、最小和平均小时用汽量。对重要热顾客尚应绘制出不同季节典型日热负荷曲线和年持续热负荷曲线。

2.1.4.2采暖热负荷，应收集供热范畴内近期、远期采暖顾客类型，分别计算采暖面积及采暖热指标。

应依照本地气象资料,计算从起始温度到采暖室外计算温度各室外温度相应小时热负荷和采暖期平均热负荷,绘制采暖年负荷曲线，并应计算出最大热负荷运用小时数及平均热负荷运用小时数。

当采暖建筑物设有通风、空调热负荷时，应在计算采暖热负荷中加上该建筑物通风、空调加热新风所需热负荷。

采暖指标应符合国家现行规范《都市热力网设计规范》规定。

注：采暖起始温度，普通为室外日平均温度+5℃。

采暖室外计算温度：应采用历年平均不保证５ｄ日平均温度。

2.1.4.3生活热水热负荷，应收集住宅和公共建筑面积、生活热水热指标等，并应计算生活热水平均热负荷和最大热负荷。

2.1.5供热式发电厂在非采暖期，当供热参数适当时，可供热力制冷负荷。制冷热负荷，应依照制冷建筑物面积、热工特性、气象资料以及制冷工艺对热介质规定拟定。

2.1.6通过调查核算热顾客端在不同季节最大、最小和平均用汽量及用汽参数，应折算成发电厂端供汽参数、供热蒸汽流量或供热量。采暖热负荷和生活热水热负荷，当按热指标记录时，不应再计算热水网损失。

2.1.7对热顾客进行热负荷叠加时，同步率取用，应符合下列规定：

2.1.7.1对有稳定生产热负荷重要热顾客，在获得其不同季节典型日热负荷曲线基本上，进行热负荷叠加时，不应计算同步率。

2.1.7.2对生产热负荷量较小或无稳定生产热负荷次要热顾客，在进行最大热负荷叠加时，应乘以同步率。

2.1.7.3采暖热负荷及用于生活空调制冷热负荷和生活热水热负荷进行叠加时，不应计算同步率。

2.1.7.4同步率数值宜取0.7～0.9。热负荷较平稳地区取大值，反之取小值。

2.1.8供热式机组选型和发电厂热经济指标计算，应依照发电厂端绘制采暖期和非采暖期蒸汽和热水典型日负荷曲线，以及总耗热量年负荷持续曲线拟定。

2.1.9发电厂供热介质，应按下列原则拟定：

2.1.9.1当顾客重要生产工艺需蒸汽供热时，应采用蒸汽供热介质。

2.1.9.2当多数顾客生产工艺需热水介质，少数顾客可由热水介质转化为蒸汽介质，经技术经济比较合理时，宜采用热水供热介质。

2.1.9.3单纯对民用建筑物供采暖通风、空调及生活热水热负荷，应采用热水供热介质。

2.1.9.4当顾客重要生产工艺必要采用蒸汽供热，同步又供大量民用建筑采暖通风、空调及生活热水热负荷时，应采用蒸汽和热水两种供热介质。当仅供少量采暖通风、空调热负荷时，经技术经济比较合理时，可采用蒸汽一种介质供热。

2.1.10供热介质参数选取，应符合下列规定：

2.1.10.1依照热顾客端生产工艺需要蒸汽参数，经技术经济比较后选取最佳汽轮机排汽参数或抽汽参数。

2.1.10.2热水热力网最佳设计供水温度、回水温度，应依照详细工程条件,综合热电厂、管网、热力站、热顾客二次供热系统等方面因素，进行技术经济比较后拟定。

当不具备拟定最佳供水温度、回水温度技术经济比较条件时，热水热力网供水温度、回水温度，可按下列原则拟定：

(1)通过热力站与顾客间接连接供热热力网,热电厂供水温度可取110～150℃。采用基本加热器取较小值；采用基本加热器串联尖峰加热器(涉及串联尖峰锅炉)取较大值。

回水温度可取60～70℃。

(2)直接向顾客供热水负荷热力网，热电厂供水温度可取95℃左右，回水温度可取65～70℃。

2.1.10.3用于制冷供热介质参数，应依照制冷工艺技术规定拟定。

2.1.11蒸汽热力网顾客端，当采用间接加热时，其凝结水回收率应达80%以上。

顾客端凝结水回收方式与回收率，应依照水质、水量、输送距离和凝结水管道投资等因素进行综合技术经济比较后拟定。

2.2电力负荷

2.2.1建设单位应向设计单位提供建厂地区近期及远期逐年电力负荷资料。

2.2.1.1电力负荷资料，应涉及下列内容：

(1)既有及新增重要电力顾客生产规模、重要产品及产量、耗电量、用电负荷构成及其性质、最大用电负荷及其运用小时数、一级用电负荷比重等详细状况；

(2)地区工业生产发展逐年用电负荷；

(3)地区农业生产、农田水利建设发展逐年用电负荷；

(4)地区市政生活发展逐年用电负荷。

2.2.1.2电力负荷资料，应详细阐明负荷分布状况。

2.2.2对电力负荷资料应进行复查，对用电负荷较大顾客应分析核算。

2.2.3依照建厂地区内电源发展规划和电力负荷资料，做出近期及远期地区电力平衡。必要时做出电量平衡。

2.3厂址选取

2.3.1发电厂厂址选取，应结合热力和电力系统规划及地区建设规划进行。并综合热力和电力负荷、燃煤供应、水源、交通运送、除灰、出线、供热管线、地形、地质、地震、水文、气象、环保和综合运用等因素，经技术经济比较后拟定。

公司自备发电厂厂址，宜接近公司热力和电力负荷中心。并应与公司各分厂厂址同步选定。

区域供热式发电厂厂址，宜接近顾客热力负荷中心。

2.3.2公司自备发电厂规划与布置，应与公司各分厂车间相协调，并应满足公司总体规划规定。区域供热式发电厂或凝汽式发电厂，应与周边其他公司及所在城乡规划相协调。

2.3.3发电厂总体规划，应符合下列规定：

2.3.3.1以厂区为中心，使厂内外工艺流程合理。

2.3.3.2交通运送以便。

2.3.3.3妥善解决厂内与厂外、生产与生活、生产与施工关系。

2.3.3.4以便施工，利于扩建。

2.3.3.5减少场地开挖工程量。

2.3.3.6节约用地。

2.3.4选取厂址时，拟定供水水源，应符合下列规定：

2.3.4.1供水水源必要可靠。在拟定水源给水能力时，应掌握本地农业、工业和居民生活用水状况，以及水利规划和气候对水源变化影响。

2.3.4.2采用直流供水发电厂，宜接近水源。

2.3.4.3当采用地下水水源时，应充分运用既有地下水勘探资料；在既有资料局限性状况下，应进行水文地质勘探，并按水文地质勘探关于规范规定，提供水文地质勘探评价报告。

2.3.5选取厂址时，用地应符合下列规定：

2.3.5.1节约用地，不占或少占良田，尽量运用荒地或劣地。

2.3.5.2发电厂用地范畴，应按规划容量拟定。并按分期建设和施工需要，提供分期征地或租地图。

2.3.6拟定厂址标高和防洪、治涝堤顶标高，应符合下列规定：

2.3.6.1厂址标高应高于重现期50年一遇洪水位。当低于此洪水位时，厂区应有可靠防洪设施，并应在初期工程中一次建成。

2.3.6.2主厂房周边室外地坪设计标高，应高于50年一遇洪水位以上0.5m。

2.3.6.3对位于滨江或河、湖发电厂，其防洪堤堤顶标高，应高于50年一遇洪水位以上0.5m。

2.3.6.4对位于滨海发电厂，其防洪堤堤顶标高，应按50年一遇高水位或潮位，加重现期50年累积频率1%浪爬高和0.5m安全超高拟定。

2.3.6.5在以内涝为主地区建设发电厂，其治涝围堤堤顶标高，应按历史最高内涝水位加0.5m安全超高拟定。当设有治涝设施时，可按设计内涝水位加0.5m安全超高拟定。围堤应在初期工程中一次建成。

2.3.6.6在山区建设发电厂厂址标高，可按1一遇洪水位加0.5m安全超高拟定。

2.3.6.7公司自备发电厂防洪原则，应与所在公司防洪原则相协调。

2.3.7选取厂址时，必要掌握厂址工程地质资料和区域地质状况。本地质条件适当时，建筑物和构筑物宜采用天然地基。

2.3.8发电厂厂址地震烈度，应按国家地震局颁布中华人民共和国地震烈度区划图拟定。

2.3.9拟定厂址位置时，应符合下列规定：

2.3.9.1发电厂厂址，不应设在危岩、滑坡、岩溶发育、泥石流地段、发震断裂带以及地震时发生滑波、山崩和地陷地段。

2.3.9.2发电厂厂址，应避让重点保护文化遗迹或风景区，不适当设在居民集中居住区内，不适当设在有开采价值矿藏上，并应避开拆迁大量建筑物地区。

2.3.9.3山区发电厂厂址，宜选在坡地或丘陵地上，不应破坏自然地势。

2.3.9.4发电厂厂址，宜设在城乡和重点保护文化遗迹或风景区常年最小频率风向上风侧。

2.3.10选取厂址时，应结合灰渣综合运用状况，选定贮灰场。贮灰场设计，应符合下列规定：

2.3.10.1贮灰场宜接近厂区,宜运用厂区附近山沟、洼地、海涂、滩地、塌陷区等地段建造贮灰场。贮灰场不应设在本地水源地或规划水源保护区范畴内。

2.3.10.2当采用山沟贮灰场时，应采用办法防止其泄洪构筑物在泄洪期对下游导致不利影响，并应充分运用本地既有防洪设施。

2.3.10.3当灰渣综合运用不贯彻时，初期贮灰场总贮量应满足初期容量存储5年灰渣量；规划贮灰场总贮量，应满足规划容量存储灰渣量。

2.3.10.4当有灰渣综合运用时，贮灰场总贮量，应扣除同期综合运用灰渣量。当灰渣所有综合运用时,应按综合运用也许中断最长持续期间内灰渣排除量选定缓冲贮灰场。

2.3.11发电厂居住区位置选取，应符合下列规定：

2.3.11.1发电厂居住区位置，应按有利生产、以便生活拟定。并应符合国家现行卫生原则关于规定。

2.3.11.2居住区宜设于厂区常年最小频率风向下风侧。

2.3.11.3公司自备发电厂居住区，应与所在公司居住区统一规划。

2.3.11.4规划居住区时，应避免邻近工业公司散发有害物产生影响。

2.3.12选取厂址时，应按规划容量规划出线走廊。发电厂高压输电线路，不适当跨越建筑物；高压线之间，宜避免或减少交叉。

2.3.13供热管线布置和规划走廊，应与厂区总平面布置相协调，不应影响厂区交通运送、扩建和施工。

2.3.14选取厂址时，发电厂运送方式，应通过技术经济比较拟定。

2.3.15选取厂址时，应规划施工安装场地。其位置宜布置在厂区扩建方向。

2.3.16选取厂址时，依照气象和地形等因素，发电厂排放粉尘、废气、废水、灰渣对周边环境影响,应符合现行国家环保原则关于规定。

3厂区规划

3.1基本规定

3.1.1发电厂厂区规划，应依照生产工艺、运送、防火、防爆、环保、卫生、施工和生活等方面规定，结合厂区地形、地质、地震和气象等自然条件，按照规划容量，以近期为主，对厂区建筑物和构筑物、管线及运送线路等，进行统筹安排，合理布置，工艺流程顺畅，检修维护以便，有利施工，便于扩建。

公司自备发电厂厂区规划，应与公司总体布置相协调。

3.1.2发电厂厂区规划设计，应符合下列规定：

3.1.2.1发电厂厂区规划，应按规划容量设计。发电厂分期建设时，总体规划应对的解决近期与远期关系。近期集中布置，远期预留发展，分期征地，禁止先征待用。

3.1.2.2扩建发电厂厂区规划，应结合老厂生产系统和布置特点进行统筹安排、改造，合理运用既有设施，减少拆迁，并避免扩建施工对生产影响。

3.1.2.3厂区建筑物、构筑物平面布置和空间组合，应紧凑合理，功能分区明确，厂区简洁协调，建筑造型新颖美观，满足安全运营，以便检修。

3.1.2.4做好厂前区规划。辅助厂房和附属建筑物，宜采用联合建筑和多层建筑。居住区应采用多层建筑。

3.1.2.5公司自备发电厂建筑形式和布置，应与所在公司和建筑风格相协调；区域发电厂应与所在城乡建筑风格相协调。

3.1.3厂区规划应以主厂房为中心进行布置。

在地形复杂地段，可结合地形特性，选取适当建筑物、构筑物平面布局，建筑物、构筑物重要长轴宜沿自然等高线布置。

依照地震烈度需要设防发电厂，建筑场地宜布置在有利地段，建筑物体形宜简洁规整。

3.1.4厂区绿化布置，应符合下列规定：

3.1.4.1依照规划容量、生产特点，结合总平面布置、环保、美化厂容规定，和本地自然条件等，规划实行。

3.1.4.2绿化重要地段，应规划在进厂主干道两侧，厂区重要出入口，主厂房、重要辅助建筑及贮煤场周边。

3.1.4.3屋外配电装置地带绿化，应满足电气设备安全距离规定。

3.1.4.4绿化系数宜为10%～15%。

3.1.4.5公司自备发电厂厂区绿化，应符合公司绿化规划规定。

3.1.5厂区重要建筑物方位，宜结合日照、自然通风和天然采光等因素拟定。

3.1.6发电厂各项用地指标，应符合现行《电力工程建设项目用地指标》关于规定。

3.1.7建筑物和构筑物耐火级别，应按照生产过程中火灾危险性拟定，且应符合本规范附录A规定。

3.2重要建筑物和构筑物布置

3.2.1主厂房位置拟定，应符合下列规定：

3.2.1.1满足工艺流程，道路畅通，与外部管线连接短捷。

3.2.1.2采用直流供水时，主厂房宜接近取水口。

3.2.1.3主厂房固定端，宜朝向厂区重要出入口。

3.2.1.4汽机房朝向，应使高压输电线出线顺畅；炎热地区，宜使汽机房面向夏季盛行风向。

3.2.1.5当自然地形坡度较大时，锅炉房宜布置在地形较高处。

3.2.1.6公司自备热电厂主厂房，宜接近热负荷、电负荷中心。

3.2.2冷却塔和(或)喷水池布置，宜符合下列规定：

3.2.2.1冷却塔和(或)喷水池，宜接近汽机房布置，并应满足最小防护间距规定。

3.2.2.2发电厂一期工程冷却塔，不适当布置在厂区扩建端。

3.2.2.3冷却塔塔群，不适当交错排列。

3.2.2.4冷却塔和(或)喷水池，不适当布置在屋外配电装置及主厂房冬季盛行风向上风侧。

3.2.2.5机力通风冷却塔单侧进风时，其长边宜与夏季盛行风向平行，并应注意其噪声对周边环境影响。

3.2.3运煤系统建筑物布置，应满足生产工艺规定。并应缩短输送距离，减少转运，减少提高高度。

贮煤场宜布置在主厂房和屋外配电装置常年最小频率风向上风侧。

3.2.4发电厂各建筑物和构筑物之间间距，应符合本规范附录B规定。

3.2.5发电厂采用汽车运煤和灰渣时，宜设专用出入口。

发电厂扩建设计，宜设施工专用出入口。

3.2.6厂区围墙，应按节约用地及美观规定设立。其高度宜为2.2m。

屋外配电装置、油罐区等有燃烧、爆炸危险地区周边，应设围栅，其高度宜取1.2～1.5m。

3.3交通运送

3.3.1厂区道路布置，应符合下列规定：

3.3.1.1应满足生产和消防规定，并应与竖向布置和管线布置相协调。

3.3.1.2主厂房周边，应设环形道路。

3.3.1.3贮煤场周边，宜设环形道路。

当贮煤场设环形道路有困难时，在贮煤场一侧，应布置尽端式道路，并应设回车道或面积不不大于12m×12m回车场。

3.3.1.4发电厂重要进厂公路，应与通向城乡既有公路相连接，宜短捷，并应避免与铁路线交叉。当其平交时，应设立道口及其他安全设施。

3.3.1.5厂区与厂外供排水建筑、水源地、码头、贮灰场以及居住区之间，应有道路连接。

3.3.2发电厂道路设计，宜符合下列规定：

3.3.2.1宜采用混凝土路面或沥青路面。

3.3.2.2进厂主干道行车某些宽度，宜为6～7m。

3.3.2.3采用汽车运煤和灰渣发电厂，其出入口道路行车某些宽度宜为7m。

3.3.2.4其他重要道路宽度，依照车流和使用状况拟定。单行车道可取3.5～4m。

3.3.2.5人行道宽度，不适当不大于1m。

3.3.3发电厂燃煤运送方式，应通过技术经济比较拟定，并应符合下列规定：

3.3.3.1发电厂年耗煤量不不大于6×104t，且具备良好接轨条件，铁路专用线长度不大于2km时，宜采用铁路运送。

3.3.3.2公司自备发电厂燃煤运送方式，宜与公司建设统一规划。

注：年耗煤量按本期容量计算。

3.3.4厂内铁路专用线配线，应依照发电厂年耗煤量、卸车方式和行车组织等因素拟定。

3.3.5采用铁路运煤发电厂，卸油与卸煤宜共用一条卸车线。

卸油装置与卸煤装置间距不应不大于10m。卸油装置宜布置在卸车线末端。

3.3.6水路运送码头设计，宜符合下列规定：

3.3.6.1水路运送码头，应选在河床稳定、水流平顺、流速适当和有足够水深水域可供停泊船只河段上。

3.3.6.2码头宜接近厂区，并应布置在取水构筑物下游，与取水口保持一定距离。

3.3.6.3码头与循环水排水口之间，宜相隔一段距离，避免排水流速分布对船只靠泊影响。

3.4竖向布置

3.4.1厂区竖向布置形式和设计标高，应依照生产工艺、交通运送、管线布置和基本埋深等规定，结合厂区地形、工程地质、水文和气象等详细条件拟定。

3.4.2厂区排水组织设计，应按规划容量场地面积全面统一安排，并应防止厂外道路汇集雨水流入厂内。

公司自备发电厂场地排水，应与公司场地排水设计相协调。

3.4.3发电厂厂区场地排水方式，应符合下列规定：

3.4.3.1厂区场地排水，宜采用都市型道路路面排水槽和明沟或暗管相结合排水方式。有条件时，应采用自流排水。

3.4.3.2对阶梯式布置发电厂，每个台阶应有排水办法。

3.4.3.3当室外沟道高于设计地坪标高时，应有过水办法。

3.4.3.4贮煤场周边，宜采用明沟排水方式。排水沟应设有澄清和清理煤灰办法，并应防止贮煤场地面水流入其他地段。

3.4.4厂内排水明沟，宜作护面解决。其纵向坡度，不适当不大于0.3%，起点深度不应不大于0.2m。梯形断面沟底宽度，不应不大于0.3m。矩形断面沟底宽度，不应不大于0.4m。都市型道路路面排水槽至排水明沟引水沟沟底宽度，不应不大于0.3m。

3.4.5厂区场地平整坡度，宜按0.5%～2%设计；困难地段最小平整坡度，不应不大于0.3%；局部地段最大平整坡度，宜按土质拟定，但不适当不不大于6%。

设计地面排水坡度时，应防止地面水流入电缆沟、管沟和建筑物内。

3.4.6当厂区自然地形、地质条件导致场地平整土石方工程量较大时，宜采用阶梯式布置。

依照生产工艺流程、交通运送、建筑物和构筑物及管线布置规定，厂区场地阶梯不适当超过3个，相邻两阶梯场地高差，不适当不不大于5m。

3.4.7建筑物和构筑物室内底层标高，应高出室外地坪0.15～0.30m。对软土地基，应依照沉降量增长室内底层与室外地坪高差。

3.5管线布置

3.5.1发电厂厂区地下管线布置，应符合下列规定：

3.5.1.1便于施工和检修。

3.5.1.2当管道发生事故时，不损害建筑物和构筑物基本，污水不渗入生活给水管道和电缆沟内。

3.5.1.3避免遭受机械损伤和腐蚀。

3.5.1.4管线埋深，应避免管道内液体冻结。

3.5.1.5重要管线应避免穿越扩建用地。

3.5.2架空管线布置，不应妨碍交通及建筑物自然采光和自然通风，并做到整洁美观。

3.5.3管线应与道路和建筑物平行布置。管线应布置在道路路面范畴以外，重要干管宜接近建筑物和支管较多一侧。管线之间或管线与铁路和道路之间，宜减少交叉，必要时宜采用直角交叉。

在困难条件下，地下管线可布置在道路路面范畴以内。

3.5.4在满足安全生产和以便检修条件时，管线宜采用同沟或同架布置。架空管线宜与地下管线重叠布置。某些次要管线可直埋敷设。

3.5.5管线至建筑物和构筑物、铁路、道路及其他管线水平距离，应依照工程地质、构架基本形式、检查井构造、管线埋深、管道直径和管内介质性质等因素拟定。

地下管线与建筑物、构筑物之间最小水平净距，宜符合本规范附录C规定。

地下管线之间最小水平净距，宜符合本规范附录D规定。

地下管线之间或与铁路、道路交叉最小垂直净距，宜符合本规范附录E规定。

3.5.6架空管线与建筑物、构筑物之间最小水平净距，宜符合本规范附录F规定。架空管线跨越铁路或道路最小垂直净距,宜符合本规范附录G规定。

4主厂房布置

4.1基本规定

4.1.1发电厂主厂房布置，应符合热、电生产工艺流程，做到设备布局紧凑、合理，管线连接短捷、整洁，厂房布置简洁、明快。

4.1.2主厂房布置，应为运营安全和操作以便创造条件，做到巡回检查通道畅通。厂房通风、采光、照明和噪声等，应符合现行国家关于原则规定。

4.1.3主厂房布置，应因地制宜，依照自然条件、厂区规划、主辅设备特点和施工条件等因素，进行技术经济比较后拟定。

4.1.4主厂房车间布置，应依照发电厂厂区规划，综合热机、电气、土建、水工、热控、暖通、运煤等专业设计布置规定，以及扩建条件拟定。扩建厂房宜和原有厂房协调一致。

4.1.5主厂房内应设立必要检修起吊设施和检修场地，以及设备和部件检修所需运送通道。

4.2主厂房布置

4.2.1主厂房布置形式，宜按锅炉房、煤仓间、除氧间(或合并除氧煤仓间)、汽机房顺序排列。

当采用其他布置形式时，应经技术经济比较后拟定。

4.2.2主厂房布置，应与发电厂出线、循环水进、排水管沟、热网管廊、主控制楼(室)、汽机房披屋和其周边环形道路等布置相协调。

4.2.3主厂房各层标高拟定，应符合下列规定：

4.2.3.1双层布置锅炉房和汽机房运转层，宜取同一标高，汽机房运转层，宜采用岛式布置。

4.2.3.2除氧器层标高，必要满足除氧器给水箱水位保证给水泵进口在各种运营工况下不发生汽化规定。

4.2.3.3煤仓层标高，应按运煤系统运营班制满足每台锅炉原煤仓(煤粉炉涉及煤粉仓)总有效容积规定：

(1)运煤系统两班工作制，宜为锅炉额定蒸发量12～14h耗煤量；

(2)运煤系统三班工作制，宜为锅炉额定蒸发量10～12h耗煤量；

(3)煤粉仓有效容积，宜为锅炉额定蒸发量3～4h耗煤量。

4.2.4主厂房柱距和跨度，应依照锅炉、汽机容量、型式和布置方式，结合规划容量拟定，并宜符合建筑设计统一模数制。

4.2.5当气象条件适当时，65t/h及以上容量锅炉，宜采用露天或半露天布置。露天布置锅炉,应采用有效防冻、防雨、防腐办法。

除尘设备，应露天布置。寒冷地区，有也许冰冻部位，应采用局部防冻办法。

非寒冷地区，锅炉吸风机宜露天布置。其电动机为非户外式时，应采用防护办法。

4.2.6汽轮机油系统防火办法，应符合国家关于防火规范关于规定。

4.2.7减温减压器和热网加热器，宜布置在主厂房内。

4.2.8原煤仓、煤粉仓和落煤管设计，应符合下列规定：

4.2.8.1原煤仓内壁，应光滑耐磨，其相邻两壁交线与水平面夹角，不应不大于55°，壁面与水平面交角，不应不大于60°。对褐煤及粘性大或易燃烟煤，相邻两壁交线与水平面夹角，不应不大于65°，壁面与水平面交角，不应不大于70°。相邻壁交线内侧应做成圆弧形，圆弧半径，宜为200mm。

4.2.8.2原煤仓出口截面，不应过小。对煤粉炉，在原煤仓出口下部，宜设立圆形双曲线或圆锥形金属小煤斗。

4.2.8.3对煤粉炉原煤落煤管，宜垂直布置。当受条件限制时，其与水平面倾斜角不适当不大于70°。

4.2.8.4炉排炉移动落煤管，可做成圆锥台形，固定落煤管，宜做成从圆锥过渡成扁平扩散管，并应与炉前加煤斗宽度相适应。落煤管与水平面倾斜角，不适当不大于60°。当条件受限制时，应依照煤水分、颗粒构成、粘结性等因素，采用消堵办法，但落煤管倾斜角，不应不大于55°。必要时，可设立监视煤流装置。

有条件时，可设立单台锅炉燃煤计量装置。

4.2.8.5煤粉仓设计，应符合下列规定：

(1)煤粉仓应封闭严密，内表面应平整、光滑、耐磨和不积粉；

(2)每个煤粉仓上设立防爆门，不应少于2只，防爆门面积，应按每立方米煤粉仓几何容积0.0025㎡计算，且总面积不得不大于0.5㎡；

(3)煤粉仓及其顶盖，应结实和严密；

(4)煤粉仓应防止受热和受潮。在寒冷地区，金属煤粉仓及接近厂房外墙或外露混凝土煤粉仓，应有防冻保温办法；

(5)煤粉仓相邻两壁间交线与水平面夹角，不应不大于60°，壁面与水平面交角，不应不大于65°。相邻两壁交线内侧,应做成圆弧形，圆弧半径宜为200mm；

(6)煤粉仓应有测量粉位、温度以及灭火、吸潮和放粉设施。

4.3检修设施

4.3.1汽机房底层，应设立集中安装检修场地。其面积应能满足检修吊装大件和翻缸规定。

4.3.2汽机房内起重机设立，可按下列原则拟定：

4.3.213MW及以上容量机组双层布置汽机房内，应设立一台电动桥式起重机。

3MW如下容量机组及单层布置汽机房，可设立手动单梁桥式起重机或其他型式起重设备。

4.3.2.2起重量应按检修起吊最重件拟定(不涉及发电机定子)。

4.3.2.3起重机轨顶标高，应满足起吊物件最大起吊高度规定。

4.3.2.4起重机起重量和轨顶标高，应结合规划扩建机组拟定。

4.3.3主厂房下列各处，应设立必要检修起吊设施：

4.3.3.1锅炉房炉顶。电动起吊装置起重量，宜为0.5～1t，提高高度，应从零米到炉顶。

4.3.3.2送风机、吸风机、磨煤机、排粉机等转动设备上方。

4.3.3.3煤仓间煤仓层。电动起吊装置起重量，宜为0.5～1t，提高高度应从零米层或运转层至煤仓层。

4.3.3.4运用汽机房桥式起重机起吊受到限制场合加热器、水泵、凝汽器端盖等设备和部件。

4.3.4汽机房运转层，应留有运用桥式起重机抽出发电机转子所需要场地和空间。

汽机房底层，应留有抽、装凝汽器铜管空间位置。

4.3.5锅炉房布置，应预留拆装空气预热器、省煤器检修空间和运送通道。

4.4综合设施

4.4.1主厂房内管道阀门布置，应以便检查和操作，凡需经常操作维护阀门而人员难以到达场合，宜设立平台、楼梯，或设立传动装置引至楼(地)面进行操作。

4.4.2主厂房内通道和楼梯设立，应符合下列规定：

4.4.2.1主厂房零米层与运转层，应设有贯穿直通纵向通道。其宽度应满足下列规定：

(1)汽机房靠A列柱侧，不适当不大于1m；

(2)汽机房靠B列柱侧，不适当不大于1.2m；

(3)锅炉房炉前，宜为2～3m。

4.4.2.2汽机房和锅炉房之间，应设有供运营、检修用横向通道。

4.4.2.3煤粉炉、流化床炉和容量为65t/h链条炉，每台锅炉应设运转层至零米层楼梯；35t/h及如下链条炉可2～3台炉设运转层至零米层楼梯。

4.4.2.4每台双层布置汽轮机运转层至零米层，应设上下联系楼梯。

4.4.3主厂房地下沟道、地坑、电缆隧道，应有防、排水设施。

4.4.4主厂房各楼层地面，应设立冲洗水源，并能排水，且应设有清洗水池、清除垃圾设施及厕所。

4.4.5汽机房外应设立一种电气事故贮油池。其容量按最大一台变压器油量拟定。事故贮油池宜设有油水分离设施。

电气事故贮油池宜与汽机事故排油池合并，容量取其中较大者。

5运煤系统

5.1基本规定

5.1.1发电厂运煤系统，应因地制宜地采用机械装置。

5.1.2运煤系统中各相邻持续运煤设备之间，应设立电气联锁、信号和必要通讯设施。

5.1.3运煤系统宜采用就地控制。有条件时，可采用集中控制，控制室不应设在振动和煤尘大地点。

当采用就地控制时，值班地点应设立值班室。

5.1.4运煤系统出力，应按规划容量即全厂运营锅炉额定蒸发量每小时总耗煤量(如下简称总耗煤量)拟定。

当采用双路运煤系统三班工作制运营时，其中一路系统出力，不应不大于总耗煤量150%；两班工作制运营时，其出力不应不大于总耗煤量200%。

当采用单路运煤系统三班工作制运营时，系统出力，不应不大于总耗煤量200%，两班工作制运营时，其出力不应不大于总耗煤量300%。

5.1.5运煤系统昼夜作业时间拟定，应符合下列规定：

5.1.5.1两班工作制运营，不适当不不大于11h；

5.1.5.2三班工作制运营，不适当不不大于16h。

运煤系统工作班制，应与锅炉原煤仓(煤粉炉涉及煤粉仓)总有效容积协调。对单路运煤系统，宜采用两班工作制运营。

5.2卸煤装置及厂外运送

5.2.1发电厂总耗煤量在6t/b以上时，宜采用卸煤机械。卸煤机械配备，应依照来煤运送方式和来煤量拟定。

5.2.2当铁路来煤时，卸车时间和一次进厂车辆数量，应与铁路部门协商拟定。

一次进厂路用车辆数量，可按下列规定拟定：

5.2.2.1日耗煤量在1000t如下发电厂，车辆数量为5～10节。

5.2.2.2日耗煤量在1000t及以上发电厂，车辆数量为10～16节。

5.2.3当水路来煤时，卸煤机械总额定出力，应按泊位通过能力，并与航运部门协商拟定，宜为全厂总耗煤量300%。全厂装设卸煤机械台数，不应少于2台。

5.2.4当汽车来煤时，应优先运用社会运力。当无条件实现时，应设立自备汽车及必要辅助设施。

自备汽车选型，应与厂内外道路、桥梁通过能力相适应。

自备汽车运营数量，应按每昼夜全厂运营锅炉额定出力时总耗煤量、运送距离及每昼夜运煤时间不超过12h计算拟定,并另设检修备用车辆30%～40%。

自备运煤汽车总数，不适当超过15辆。

5.2.5接近煤源发电厂，厂外运送可采用单路带式输送机或索道缆车等其他方式输送，并通过技术经济比较拟定。

5.3运煤设施

5.3.1进入锅炉房运煤机械设备选取，应符合下列规定：

5.3.1.1总耗煤量不不大于15t/h时，宜采用带式输送机运煤。当总耗煤量不大于60t/h时，可采用单路系统；当总耗煤量在60t/h及以上时，可采用双路系统。单路系统驱动装置，宜有滚筒等备件。

5.3.1.2总耗煤量在15t/h及如下时，可采用斗链提高机、埋括板机等其他运煤机械。

5.3.2采用普通胶带带式输送机倾斜角，运送碎煤机前原煤时，不应不不大于16°，运送碎煤机后细煤时，不应不不大于18°。

胶带宽度，不适当不大于500mm。

5.3.3运煤栈桥宜采用半封闭式或封闭式。气候适当时，可采用露天布置，但输送机胶带应设防护罩。在寒冷与多风沙地区，应采用封闭式，并应有采暖设施。

5.3.4运煤栈桥及地下隧道通道尺寸，应符合下列规定：

5.3.4.1运营通道净宽，不应不大于1m，检修通道净宽，不应不大于0.7m。

5.3.4.2运煤栈桥净高，不应不大于2.2m。

5.3.4.3带式输送机地下隧道净高，不应不大于2.5m

5.3.5燃用褐煤及挥发分不不大于37%易自燃煤种，带式输送机应采用难燃胶带，并设立淋水设施。

5.4贮煤场及其设备

5.4.1贮煤场总贮煤量，应按交通运送条件和来煤状况拟定，并应符合下列规定：

5.4.1.1通过国家铁路干线来煤发电厂，宜按10～25d总耗煤量拟定。

当发电厂规划容量较小、距离煤源较远、供热可靠性规定高时，取较大值，反之取小值。

5.4.1.2不通过国家铁路干线而由煤源直接来煤发电厂，宜按5～10d总耗煤量拟定。

5.4.1.3通过公路来煤发电厂，宜按5～10d总耗煤量拟定。个别地区应结合气象条件影响，可恰当增大贮煤量。

5.4.1.4由水路来煤发电厂，应按水路也许中断运送最长持续时间拟定，但不适当不大于10～15d总耗煤量。

5.4.2发电厂位于多雨地区时,应依照煤特性、燃烧系统、煤场设备型式等条件拟定设立干煤棚。其容量按4～8d总耗煤量拟定。计算贮煤场总容量时，应涉及干煤棚贮存容量。

5.4.3贮煤场设备出力和台数，应按下列规定选取：

5.4.3.1贮煤场设备堆煤能力，应与卸煤装置输出能力相匹配，取煤能力，应与锅炉房运煤系统出力一致，不设备用。对单路取煤系统应有备用办法。

当采用推煤机、轮式装载机等运载机械作为贮煤场重要设备时，应有1台备用。

5.4.3.2作为各种用途门式或桥式抓煤机，其总额定出力不应不大于总耗煤量250%、卸煤装置出力、运煤系统出力三者中最大值，不另设备用。但可设1台推煤机，供煤场辅助作业。

5.5筛、碎煤设备

5.5.1当运煤系统内需要设筛碎设备时，宜采用单级。碎煤机应设旁路通道。

5.5.2筛碎设备选型，宜符合下列规定：

5.5.2.1容易粘结和堵塞筛孔煤，宜选用无箅高速锤式或环式碎煤机，不适当选用振动筛。

5.5.2.2煤质坚硬或煤质多变时，宜选用重型环锤式或反击式碎煤机。

5.5.2.3优先选用鼓风量小、噪声较低碎煤机。

5.5.3经筛碎后煤块粒度，应满足不同型式锅炉或磨煤机规定，并宜符合下列规定：

5.5.3.1煤粉炉、抛煤炉不适当不不大于30mm。

5.5.3.2链条炉不适当不不大于50mm。

5.5.3.3沸腾炉、循环流化床炉不适当不不大于10mm。

当锅炉厂对循环流化床炉入炉煤颗粒尺寸有详细规定期，筛碎设备应满足锅炉规定。

5.5.4当原煤块粒度符合磨煤机或锅炉燃烧规定期，可不设立碎煤设备。当煤质变化较大时，可预留除大块装置位置。

5.6运煤辅助设施及附属建筑

5.6.1在碎煤机前应设一级电磁分离器。当煤粉炉采用中、高速磨煤机时，在碎煤机后应增设一级电磁分离器。

5.6.2入厂原煤应设立计量装置。当铁路来煤时，总耗煤量不大于15t/h发电厂，可采用车箱量方计量。

进入锅炉房运煤线上，应装设计量装置。

5.6.3新建发电厂运煤系统中，宜留有装设机械取样装置位置。

5.6.4运煤系统应采用下列防止堵煤办法：

5.6.4.1受煤斗和转运煤斗壁面与水平面交角，不应不大于60°，矩形受煤斗相邻两壁交线与水平面夹角不应不大于55°，相邻壁交角内侧，应做成圆弧形，圆弧半径，不应不大于200mm。煤斗内壁应光滑耐磨。

5.6.4.2落煤管与水平面倾斜角，按本规范第4.2.8条关于规定执行。

5.6.4.3落煤管和煤斗出口截面，宜尽量加大，但最小不得不大于450mm×450mm或内径450mm。落煤管宜避免转弯。

5.6.4.4运煤转运站，在满足转运规定期，宜减少高差和减少层次。

5.6.5运煤设备应设检修起吊设施和检修场地。

5.6.6煤尘治理，应采用综合防治办法，贯彻“先防后治、经济实用、以水为主”原则，并宜符合下列规定：

5.6.6.1对表面水分偏低、易起尘原煤，可进行加湿。加湿水量控制，应不影响运煤、燃烧系统正常运营和锅炉效率。

5.6.6.2在运煤设备布置中，应有清扫地面设施。当采用水力冲洗时，应有煤泥水排出及沉淀解决设施。

5.6.6.3运煤点落差不不大于4m时，落煤管宜加锁气挡板。

5.6.6.4运煤转运站和碎煤机室，应有防止煤尘飞扬办法。必要时，可设立除尘设施。

5.6.6.5对易扬尘需加湿原煤，贮煤场应设立喷淋加湿装置。加湿后原煤水分，可依照煤种、煤质、颗粒级配等因素拟定。但不适当不不大于8%。

5.6.6.6对周边影响较大贮煤场，宜在居住区相邻处设隔尘设施。

5.6.7运煤系统生产车间需设立办公室、值班室、交接班室、检修间、备品库、棚库、推煤机库、浴室、厕所等设施，可合并建设，并可与其他系统设施公用。

6锅炉设备及系统

6.1锅炉设备

6.1.1锅炉选型，应符合下列规定：

6.1.1.135t/h级别及如下锅炉，宜选用链条炉(顺转炉排)、抛煤炉(倒转炉排)、沸腾炉或循环流化床锅炉。

6.1.1.265t/h级别及以上锅炉，宜选用煤粉炉。或依照煤质状况选用其他炉型。

6.1.1.3燃用高硫煤时，宜优先采用沸腾炉或循环流化床锅炉。

6.1.1.4容量相似锅炉，宜选用同一制造厂同型设备。

6.1.1.5气象条件适当时，宜选用露天锅炉。

6.1.2供热式发电厂锅炉台数和容量，应依照设计热负荷经技术经济比较后拟定。

在选取锅炉容量时，应核算在最小热负荷工况下，汽轮机进汽量不得低于锅炉不投油最低稳燃负荷。

6.1.3在无其他热源状况下，供热式发电厂一期工程，不适当将单台锅炉作为供热热源。

6.1.4供热式发电厂当一台容量最大锅炉停用时，别的锅炉出力，应满足下列规定：

6.1.4.1热顾客持续生产所需生产用汽量。

6.1.4.2冬季采暖通风和生活用热量60%～75%，寒冷地区取上限。

此时，可减少某些汽轮发电机出力。

6.1.5当发电厂扩建且主蒸汽管道采用母管制系统时，锅炉容量选取，应连同原有锅炉容量统一计算。

6.1.6凝汽式发电厂锅炉容量和台数选取，应符合下列规定：

6.1.6.1锅炉容量，应与汽轮机最大工况时进汽量相匹配。

6.1.621台汽轮发电机，宜配备1台锅炉，不设备用锅炉。

6.2煤粉制备

6.2.1磨煤机型式，应依照煤种、煤质拟定，并应符合下列规定：

6.2.1.1当发电厂燃用无烟煤、低挥发分贫煤、磨损性很强煤或煤种、煤质难固定期，宜选用钢球磨煤机。

6.2.1.2燃用磨损性不强、水分较高、灰分较低、挥发分较高褐煤时，宜选用电扇磨煤机。

6.2.1.3煤质适当时，宜优先选用中速磨煤机。

6.2.2制粉系统型式选取，应符合下列规定：

6.2.2.1当选用钢球磨煤机时，宜采用中间贮仓式制粉系统；

当需采用钢球磨煤机直吹式制粉系统时，应经技术经济比较后拟定。

6.2.2.2当选用高、中速磨煤机时，应采用直吹式制粉系统。

6.2.2.3易燃、易爆煤种，宜采用直吹式制粉系统。

6.2.3磨煤机台数和出力选取，应符合下列规定：

6.2.3.1钢球磨煤机中间贮仓式制粉系统磨煤机台数和出力，应按下列规定选取：

(1)65t/h容量级别锅炉，每台炉应装设1台磨煤机；容量为130t/h级别锅炉，每台炉宜装设1台磨煤机。

(2)每台锅炉装设磨煤机在最大钢球装载量下计算出力，按设计煤种，不应不大于锅炉额定蒸发量时所需耗煤量115%；按校核煤种，不应不大于锅炉定额蒸发量时所需耗煤量。

当燃用低质煤时，当一台磨煤机停止运营，别的磨煤机按设计煤种计算出力，应满足锅炉不投油稳燃负荷规定。

6.2.3.2直吹式制粉系统磨煤机台数和出力，应按下列规定选取：

(1)容量为130t/h及如下锅炉，当采用钢球磨煤机直吹式制粉系统时，每炉应装设2台磨煤机，每台磨煤机出力，应能供应锅炉60%～70%额定蒸发量时所需耗煤量；

(2)容量为130t/h及如下锅炉，当采用高、中速磨煤机直吹式制粉系统时，每炉装设磨煤机台数，不应少于2台，其中1台备用。

磨煤机计算出力，应有备用容量。在磨制设计煤种时，除备用外磨煤机总出力，不应不大于锅炉额定蒸发量时燃煤消耗量110%～120%。在磨制校核煤种时，除备用磨煤机外总出力，不应不大于锅炉额定蒸发量时所需耗煤量。

6.2.4给煤机型式、台数、出力，应按下列规定选取：

6.2.4.1给煤机型式，应依照制粉系统设备布置、给煤机调节性能和运营可靠性等规定进行选取。

6.2.4.2给煤机型式，应与磨煤机型式匹配。

钢球磨煤机中间贮仓式制粉系统，可采用埋刮板式、刮板式、胶带式或振动式给煤机。

直吹式制粉系统，应采用密封、调节性能较好埋刮板式给煤机。

6.2.4.3给煤机台数，应与磨煤机台数相似。

6.2.4.4埋刮板式、刮板式、胶带式给煤机计算出力，不应不大于磨煤机计算出力110%；振动式给煤机计算出力，不应不大于磨煤机计算出力120%。

6.2.5给粉机台数、最大出力，应按下列规定选取：

6.2.5.1给粉机台数，应与锅炉燃烧器一次风接口数相似。当锅炉设有预燃室时，应另配备相应数量给粉机。

6.2.5.2每台给粉机最大出力，不应不大于与其连接燃烧器最大设计出力130%。

6.2.6输粉设备可选用螺旋输粉机、埋刮板输粉机或其他型式输粉机，其设立原则应符合下列规定：

6.2.6.1输粉机容量，应按与其相连磨煤机中最大一台磨煤机计算出力拟定。

6.2.6.2螺旋输粉机长度在40m及如下时，宜单端驱动；长度在40m以上时，宜双端驱动，其最大长度不适当超过70m。

6.2.6.3输粉机应具备良好密封性。

6.2.7排粉机台数、风量和压头裕量，应按下列规定选取：

6.2.7.1排粉机台数，应与磨煤机台数相似。

6.2.7.2排粉机风量裕量，宜为5%～10%；压头裕量，宜为10%～20%。

对直吹式制粉系统排粉机，应采用耐磨风机。

6.2.8中速磨煤机正压直吹式制粉系统，应设立密封风机。密封风机台数、风量和压头裕量，应按下列规定选取：

6.2.8.1每台锅炉设立密封风机，不应少于2台，其中1台备用。当每台磨煤机均设密封风机时，密封风机可不设备用。

6.2.8.2密封风机风量裕量，宜为10%～20%；压头裕量，宜为20%～40%。

6.2.9除无烟煤外，制粉系统应设防爆办法。对煤粉仓和钢球磨煤机等制粉设备，应有蒸汽、二氧化碳或其他灭火介质设施。

6.3送风机、吸风机、二次风机与除尘设备

6.3.1锅炉送风机、吸风机、二次风机台数，应按下列规定选取：

6.3.1.1锅炉容量为65t/h级别及如下时,每台锅炉应装设送风机和吸风机各1台。65t/h级别及如下每台沸腾炉、循环流化床炉、链条炉，宜装设1台二次风机。

6.3.1.2锅炉容量为130t/h时，每台锅炉应装设1台送风机，宜装设2台吸风机。

6.3.2送风机、吸风机和二次风机风量和压头裕量，宜符合下列规定：

6.3.2.1链条炉送风机、吸风机和二次风机风量裕量，均不适当不大于计算风量10%；压头裕量，均不适当不大于计算压头20%。

6.3.2.2煤粉炉送风机风量裕量，不适当不大于计算风量5%；压头裕量，不适当不大于计算压头10%。

吸风机风量裕量，宜为计算风量5%～10%；压头裕量，宜为计算压头10%～20%。

对燃烧低热质煤或低挥发分煤煤粉炉，应验算在单台吸风机运营工况下能满足锅炉不投油助燃最低稳燃负荷时需要。

6.3.2.3沸腾炉、循环流化床炉送风机、吸风机和二次风机风量裕量，均不适当不大于计算风量10%；压头裕量,均不适当不大于计算压头20%。

6.3.3除尘设备选取，应符合国家和地方现行环保关于原则规定，并应满足煤灰特性、燃烧方式和灰渣综合运用规定。

6.3.4在除尘器先后烟道上，应设立必要采样孔及采样操作平台。

6.4点火及助燃油系统

6.4.1煤粉炉点火及助燃，可采用轻柴油。发电厂附近有煤气或燃气供应时，也可采用煤气、燃气点火及助燃。

6.4.2点火及助燃油罐个数及容量，可按下列原则拟定：

6.4.2.1当采用35t/h煤粉炉时，全厂宜设立1个20m3油罐。

6.4.2.2当采用65～130t/h煤粉炉时，全厂宜设立1～2个50～100m3油罐。

6.4.3点火及助燃油，宜采用汽车运送。发电厂就近有油源时，可采用管道输送。

6.4.4点火油系统供油泵出力和台数，可按下列规定选取：

6.4.4.1供油泵出力，宜按容量最大一台煤粉炉在额定蒸发量时所需燃料20%～30%选取；

6.4.4.2供油泵台数，宜为2台，其中1台备用。

6.4.5燃油泵房内，应设立必要检修场地及值班室。

6.4.6至锅炉房供油、回油管道设计，宜符合下列规定：

6.4.6.1供油、回油管道宜采用各1条。

6.4.6.2供油和回油管道上，应装设计量装置；各台锅炉供油和回油管道上，也可装设计量装置。

6.4.6.3各台锅炉供油管道上，应装设迅速切断阀。

6.4.6.4依照气象条件，供油、回油管道可设立蒸汽伴热管和蒸汽或压缩空气吹扫管。蒸汽吹扫系统，应有防止燃油倒灌办法。

6.4.7地上或半地下式金属燃油罐外壁，应设立淋水冷却装置。

6.5锅炉排污系统及其设备

6.5.1锅炉排污系统及其设备，可按下列规定选取：

6.5.1.1锅炉排污扩容系统，宜2～4台炉设立一套。

6.5.1.2锅炉宜采用一级持续排污扩容系统，并应有切换至定期排污扩容器旁路。

6.5.1.3定期排污扩容器容量，应满足锅炉事故放水需要。

7除灰渣系统

7.1基本规定

7.1.1除灰渣系统选取，应依照除尘器型式、灰渣量、灰渣特性、水质、水量、输送距离、高差、地形、地质、气象、交通、环保和灰渣综合运用及节水、节能规定等条件，经技术经济比较后拟定。

7.1.2当发电厂有灰渣综合运用条件时，应按干灰干排和灰渣分排原则，拟定灰渣输送系统和贮运系统。当灰渣综合运用条件不贯彻时，设计应预留灰渣综合运用条件。

7.1.3当锅炉灰渣量等于或不不大于1t/h时，可采用机械、气力或水力除灰渣装置，并宜符合下列规定：

7.1.3.1气力除灰系统，宜在转运干灰或调湿灰条件下采用。

7.1.3.2水力除灰渣，宜采用灰渣混除系统。

7.1.3.3链条炉及液态排渣炉渣，不适当采用灰渣泵输送。

7.1.3.4当条件允许时，宜采用自流沟排灰渣系统。

7.1.4当采用湿式除尘器时，水力除灰采用高浓度输送或低浓度输送系统选取，应经技术经济比较拟定。当综合运用贯彻时，宜优先采用设沉灰(渣)池灰渣分除系统。沉灰(渣)池排水，宜循环使用。

7.1.5当采用干式除尘器并综合运用细灰时,宜采用干除灰系统。当外部采用水力除灰系统时,宜采用干灰集中加水搅拌制浆高浓度输送。

除尘器集灰斗容积，不适当不大于8h集灰量。

7.1.6气力除灰系统选取，应依照灰量、输送距离及除尘器集灰斗布置等状况，通过技术经济比较拟定。

当灰管当量长度不大于

7.2.4.3灰渣(浆)泵需轴封水时，应设专用轴封水泵。当灰渣(浆)泵串联级数超过3级时，可按串联级数设立压力不同轴封水泵，每组轴封水泵，宜供2级灰渣(浆)泵轴封用水，并应设1台备用泵。

7.2.5沉灰(渣)池设计，宜符合下列规定：

7.2.5.1当采用灰渣沟系统灰渣排入沉灰(渣)池时，沉灰(渣)池位置，宜接近锅炉房。

7.2.5.2沉灰(渣)池几何尺寸，应依照灰渣浆量、灰渣颗粒级配、沉降速度以及外部输送条件等因素拟定。

沉灰(渣)池有效总容积，不适当不大于该除灰(渣)系统24～48h排灰(渣)量。

7.2.5.3沉灰(渣)池应设有抓取机械和排水设施。排水泵宜采用杂质泵，并应设立2台，其中1台备用。

7.2.6灰渣混除压力灰渣管，应设1条备用管。当灰渣分除时，在满足灰渣输送条件下，可设1条公共备用管。当有可靠事故排灰渣办法时，可不设备用管。

自流沟系统不设备用。

7.2.7灰渣管宜采用钢管。磨损严重，可采用耐磨管材。

7.3气力除灰系统

7.3.1正压气力输送系统设备，可按下列原则选取：

7.3.1.1发送器宜采用仓式泵。

7.3.1.2气源应设立专用空气压缩机。在一种供气单元系统中，当1～2台空气压缩机同步运营时，应设1台备用；当3台及以上同步运营时，宜设2台备用。

7.3.1.3在潮湿地区，宜加强气水分离办法。

7.3.1.4当灰管当量长度超过300m时，宜按变径配管设计。

7.3.2负压气力除灰系统灰管布置，应尽量短而直，并应设立专用抽真空设备。当1～2台抽真空设备同步运营时，应设1台备用。

7.3.3空气斜槽输送系统，宜由专用风机供气，并应设1台备用。

当采用锅炉送风作气源时，应设有其他气源作备用。在多雨地区，空气斜槽应采用防潮办法。

斜槽坡度，不应不大于8%。槽内灰层厚度，宜不不大于50mm。

7.3.4灰库有效总容积，宜符合下列规定：

7.3.4.1中转灰库，宜满足贮存8～10h系统最大排灰量；

7.3.4.2贮运灰库，宜满足贮存24～48h系统最大排灰量。

7.3.5灰库库底宜设热风汽化装置，并宜符合下列规定：

7.3.5.1灰库专用汽化风机设1台运营、1台备用；

7.3.5.2加热后空气温度，宜为150～200℃。

7.3.6灰库卸灰装置，应符合下列规定：

7.3.6.1装干灰时，应有防止干灰飞扬设施。

7.3.6.2外运调湿灰时，应设干灰加水搅拌调湿装置。

7.3.7空气斜槽、贮运灰库、中转灰库等设施排气，应设净化装置。

7.4机械除灰渣系统

7.4.1锅炉机械排渣使用带式输送机、刮板机等设备外运时，可不设备用。但应有输送机故障时应急办法。

7.4.2当排灰采用螺旋输送机、刮板机等机械方式集中时，可不设备用。但驱动装置宜设备件，并应有应急办法。

7.4.3采用车辆外运灰渣时，应依照灰渣量、运送条件以及装车规定选用自卸汽车，或采用密封罐散装车辆，并应有30%～40%备用量。

7.4.4采用带式输送机运送灰渣时，渣应经冷却、脱水；灰应加水调湿。

7.5控制及检修设施

７．５．１除灰渣系统，宜采用就地控制方式。灰渣泵房、仓泵房等处，应设控制室。

７．５．２除灰渣设备集中布置地点，应设立检修场地及起吊设施，并应设有检修工具、备品备件存储场合。

8汽轮机设备及系统

8.1汽轮机设备

8.1.1发电厂机组容量选取，应符合下列规定：

8.1.1.1区域性凝汽式发电厂机组容量，应依照地区电力系统规划容量、电力负荷增长需要和电网构造等因素，优先选取较高参数和较大容量机组。

8.1.1.2孤立凝汽式发电厂机组容量，当停用1台机组时，别的机组应能满足基本电力负荷需要。

8.1.1.3供热式发电厂，应依照热负荷大小，合理拟定发电厂规模和机组容量。条件允许时，应优先选取较高参数、较大容量和经济效益更高供热式机组。

8.1.2供热式汽轮机机型最佳配备方案，应在调查核算热负荷基本上，依照设计热负荷曲线特性，经技术经济比较后拟定。

8.1.3供热式汽轮机选型，应按下列原则拟定：

8.1.3.1具备常年持续稳定热负荷热电厂，应按全年基本热负荷选用背压式汽轮机。

8.1.3.2具备持续某些稳定热负荷热电厂，可选用背压式汽轮机或抽汽背压式汽轮机承担基本稳定热负荷，另设立抽凝式汽轮机带变化波动热负荷。

区域性热电厂第一台机组，不适当设立背压式汽轮机。

8.1.3.3昼夜热负荷变化幅度较大，或近期热负荷总量较小，且无持续稳定热负荷热电厂，宜选用抽凝式汽轮机。

8.1.4热电厂热化系数，可按下列原则选用：

8.1.4.1热电厂热化系数应不大于1。

8.1.4.2热化系数必要因地制宜、综合各种影响因素经技术经济比较后拟定，并宜符合下列规定：

(1)热化系数宜取0.5～0.8；

(2)对以供常年工业用汽热负荷为主热电厂，其热化系数宜取0.7～0.8；

(3)对以供季节采暖为主热电厂，其热化系数宜取0.5～0.6；

(4)在选用热化系数时，应对热负荷性质进行分析。年运用小时数高、日负荷稳定，取高值；年运用小时数低、日负荷波动大,取低值。

8.1.5对季节性热负荷差别较大或昼夜热负荷波动较大地区，为满足尖峰热负荷，可采用下列方式供热：

8.1.5.1运用热电厂锅炉裕量，经减温减压装置补充供热。

8.1.5.2采用供热式汽轮机与兴建尖峰锅炉房协调供热。

8.1.5.3选留热顾客中容量较大、使用时间较短、热效率较高燃煤锅炉补充供热。

8.1.6采暖尖峰锅炉房与热电厂采用并联供热系统或串联供热系统，应经技术经济比较后拟定，并宜符合下列规定：

8.1.6.1当采用并联供热时，采暖锅炉房，宜建在热电厂或热电厂附近。

8.1.6.2当采用串联供热时，采暖锅炉房，宜建在热负荷中心或热网远端。

8.2主蒸汽及供热蒸汽系统

8.2.1主蒸汽管道，宜采用切换母管制系统。

8.2.2热电厂厂内应设供热集汽联箱。向厂外同一方向输送供热蒸汽管道，宜采用单管制系统。当符合下列状况时，可采用双管或多管制系统。

8.2.2.1当同一方向各顾客所需蒸汽参数相差较大，或季节性热负荷占总热负荷比例较大，经技术经济比较合理时，可采用双管或多管制系统。

8.2.2.2对特别重要而不容许停汽热顾客，需由两个热源供汽时，可设双管输送。每根管道管径，宜按最大流量60%设计。

8.2.2.3当热顾客按规划分期建设，初期设单管不能满足规划容量参数规定或运营不经济时，可采用双管或多管制系统。

8.3给水系统及给水泵

8.3.1给水管道应采用母管制系统，并应符合下列规定：

8.3.1.1给水泵吸水侧低压给水母管，宜采用分段单母管制系统。其管径应比给水箱出水管径大1～2级。给水箱之间水平衡管设立，可依照机组台数和给水箱间距离等因素综合拟定。

8.3.1.2给水泵出口压力母管，当给水泵出力与锅炉容量不匹配时，宜采用分段单母管制系统；当给水泵出力与锅炉容量匹配时，宜采用切换母管制系统。

8.3.1.3给水泵出口处，应设有给水再循环管和再循环母管。

8.3.1.4备用给水泵吸水管，宜位于低压给水母管两个分段阀门之间；出口压力管，宜位于分段压力母管两个分段阀门之间或接至切换母管上。

8.3.1.5高压加热器后锅炉给水母管，当高加出力与锅炉容量不匹配时，宜采用分段单母管制系统；当高加出力与锅炉容量匹配时，宜采用切换母管制系统。

8.3.2发电厂给水泵台数和容量，应按下列规定拟定：

8.3.2.1发电厂应设立1台备用给水泵。

8.3.2.2给水泵总容量及台数，应保证在任何一台给水泵停用时，别的给水泵总出力，仍能满足所连系统所有锅炉额定蒸发量110%。

8.3.2.3每台给水泵容量，宜按其相应锅炉额定蒸发量110%给水量来选取。

8.3.3采用汽动给水泵，宜符合下列规定：

8.3.3.1不与电网连接或电网供电不可靠发电厂，宜设立1台汽动给水泵。

8.3.3.2厂用低压蒸汽需常年经减温减压器供应热电厂，经供热量平衡和技术经济比较后，可采用1～2台经常运营汽动给水泵。

8.3.4给水泵扬程，应为下列各项之和：

8.3.4.1锅炉额定蒸发量时给水流量，从除氧给水箱出口到省煤器进口给水流动总阻力，另加20%裕量。

8.3.4.2汽包正常水位与除氧器给水箱正常水位间水柱静压差。当锅炉本体总阻力中涉及其静压差时，应为省煤器进口与除氧器正常水位间水柱静压差。

8.3.4.3锅炉额定蒸发量时，省煤器入口进水压力。

8.3.4.4除氧器额定工作压力(取负值)。

8.4除氧器及给水箱

8.4.1除氧器总出力，应按所有锅炉额定蒸发量给水量拟定。当运用除氧器作热网补水定压设备时，应另加热网补水量。每台机组宜设立1台除氧器。

8.4.2给水箱总容量，宜符合下列规定：

8.4.2.1给水箱总容量，对35t/h及如下锅炉，宜为20～30min所有锅炉额定蒸发量时给水消耗量。

8.4.2.2对65t/h及以上锅炉，宜为10～15min所有锅炉额定蒸发量时给水消耗量。

8.4.3凝汽式发电厂及补水量少供热式发电厂，补水宜进入凝汽器进行初级真空除氧。

8.4.4对补给水量大供热式发电厂，当有适当热源时，可在除氧器前装设补给水加热器。当无适当热源时，可采用常温补水除氧器。

8.4.5对以供采暖为主热电厂，热网加热器疏水，有条件时，可直接进入除氧器；当无条件时，应装设疏水冷却器，降温后再进入除氧器。当采用高温疏水直接进入除氧器，且技术经济比较合理时，可选用0.25～0.412MPa(绝对压力)、120～145℃中压除氧器。

8.4.6多台相似参数除氧器关于汽、水管道，宜采用母管制系统。

8.4.7除氧器给水箱最低水位面到给水泵中心线间水柱所产生压力，不应不大于下列各项代数和：

8.4.7.1给水泵进口处水汽化压力和除氧器工作压力之差。

8.4.7.2给水泵汽蚀余量。

8.4.7.3给水泵进水管流动阻力。

8.4.7.4给水泵安全运营必须富裕量3～5kPa。

8.4.8除氧器及给水箱，应设有防止过压爆炸安全阀及排汽管道。

8.5凝结水系统及凝结水泵

8.5.1发电厂凝结水，宜采用母管制系统。

8.5.2凝汽式机组凝结水泵台数、容量，宜按下列规定拟定：

8.5.2.1每台凝汽式机组，宜装设2台凝结水泵，每台容量为最大凝结水量110%。

8.5.2.2最大凝结水量，应为下列各项之和：

(1)汽轮机最大进汽工况时凝汽量；

(2)进入凝汽器经常补水量和经常疏水量；

(3)当低压加热器疏水泵无备用时，也许进入凝汽器事故疏水量。

8.5.3供热式机组凝结水泵台数、容量，宜按下列规定拟定：

8.5.3.1工业抽汽式机组或工业、采暖双抽汽式机组，每台机组宜装设2台或3台凝结水泵。

(1)当机组投产后即对外供热时，宜装设２台凝结水泵。每台容量宜为设计热负荷工况下凝结水量，另加10%裕量。

设计热负荷工况下凝结水量局限性最大凝结水量50%，每台容量按最大凝结水量50%拟定。

(2)当机组投产后需作较长时间纯凝汽工况或低热负荷工况运营时，宜装设3台凝结水泵，每台容量宜为设计热负荷工况下凝结水量，另加10%裕量。

设计热负荷工况下凝结水量局限性最大凝结水量50%，每台容量按最大凝结水量50%拟定。

8.5.3.2采暖抽汽式机组，宜装设３台凝结水泵，每台容量宜为最大凝结水量55%。

8.5.3.3设计热负荷工况下凝结水量，应为下列各项之和：

(1)机组在设计热负荷工况下运营时凝汽量；

(2)进入凝汽器经常疏水量；

(3)当设有低压加热器疏水泵而不设备用泵时，也许进入凝汽器事故疏水量。

8.5.3.4最大凝结水量，应为下列各项之和：

(1)抽凝式机组按纯凝汽工况运营时，在最大进汽工况下凝汽量；

(2)进入凝汽器经常补水量和经常疏水量；

(3)当设有低压加热器疏水泵而不设备用泵时，也许进入凝汽器事故疏水量。

8.5.4凝结水泵扬程，应为下列各项之和：

8.5.4.1从凝汽器热井到除氧器凝结水入口凝结水管道流动阻力，另加20%裕量。

低压加热器疏水，经疏水泵并入主凝结水管道，在并入点前，应按最大凝结水量计算；在并入点后，应加上低压加热器疏水量计算。

8.5.4.2除氧器凝结水入口与凝汽器热井最低水位间水柱静压差。

8.5.4.3除氧器入口凝结水管喷雾头所需喷雾压力。

8.5.4.4除氧器最大工作压力，另加15%裕量。

8.5.4.5凝汽器最高真空。

8.6低压加热器疏水泵

8.6.1容量为25MW机组，应设低压加热器疏水泵；容量为25MW如下机组，不应设低压加热器疏水泵。

8.6.2低压加热器疏水泵容量及台数，应按下列规定拟定：

8.6.2.1低压加热器疏水泵容量，应按汽轮机最大进汽工况时，接入该泵低压加热器疏水量，另加10%裕量拟定。

8.6.2.2低压加热器疏水泵，宜设1台，不设备用。但低压加热器疏水，应设有回流至凝汽器旁路管路。

8.6.3低压加热