火力发电厂节能设计规范征求稿

总则1.0.1为了提高火力发电厂能源综合利用效率，规范火力发电厂节能设计工作，制定本规范。【条文说明】1.0.1随着《中华人民共和国节约能源法》和《公共建筑节能设计标准》的颁布实施，火力发电厂节能设计工作已越来越受到政府部门、建设方、设计单位的重视，为了从国家层面规范火力发电厂节能设计工作，需要制定一份实用的、为各方所认可的、可指导火力发电厂节能设计工作的国家工程建设标准，本标准的制定，将使火力发电厂的节能工作能规范、健康发展。1.0.2本规范适用于各种容量燃煤、燃气发电厂新建、扩建、改建工程的节能设计。【条文说明】1.0.2本规范的适用范围覆盖了《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660）和《小型火力发电厂设计规范》（GB50049）。关于核电厂的常规岛部分是否应包括在适用范围内是个有争议的问题，电力行业中的一些专业行标中，涉及常规岛的内容，常规岛中涉及的系统、建构筑物与常规火电厂基本相近。现讨论如下：核汽轮机厂房、化学制水车间、行政办公类建筑、备用柴油发电机房、启动锅炉房、网控建筑、核电围墙外的生活、辅助建筑。核电常规岛各建筑与常规火电厂的建筑有共同之处，有的专业的行标设计内容包括了核电常规岛。但核电厂的系统功能更强调安全性，常规岛中的有些系统具有安全等级。在核电厂的所有系统中，核电厂的安全性具有至高无上的地位。而节能只退居其次。对于核电领域的综合性设计标准，一般由核电设计院主编。如果要编写核电厂节能设计规范(国标)。不可能把核岛与常规岛分割开编写成两个标准，而我们不可能去编写核岛部分的节能设计规范。因此，可认为本规范的适用范围不应包括核电常规岛。在核电厂节能设计规范未编制实施前，常规岛的节能设计可由设计者自行决定是否参照本规范。1.0.3火力发电厂设计必须遵循国家有关方针、政策和法规，并结合工程的具体情况，积极采用新技术、新材料和新工艺，做到安全可靠、节约能源和经济合理。1.0.4火力发电厂的相关工艺设备应符合国家现行对设备能耗限定值和节能指标评价的规定，选型时宜选用技术成熟、性能优良和国家推荐的产品。1.0.5火力发电厂的节能设计应根据工程特点、设备使用情况及使用目的，通过节能降耗，技术经济综合分析，确定设计方案、设备选型、能效指标。【条文说明】1.0.5火力发电厂的节能设计应同时兼顾节能效果和投资额两方面因素，各工程对节能和投资两方面的侧重点可能会有差异，技术方案也会有区别，必须经过技术经济综合比较分析来确定最终设计方案。1.0.6火力发电厂节能系统的设计除应符合本规范

2术语2.0.1循环流化床锅炉CirculatingFluidizedBedBoiler循环流化床锅炉是一种型式的锅炉，采用较高风速的流化态燃烧，并在燃烧室后设置颗粒分离器以实现物料的内循环和外循环。2.0.2汽轮机热耗验收（THA）工况TurbineHeatAcceptanceCondition（中南汽轮机热耗验收（THA）工况是指在额定的主蒸汽和再热蒸汽参数及额定背压下，主蒸汽流量与汽轮机额定功率工况的进汽量不同，补给水率为0%，回热系统正常投入，不带厂用汽，扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗，在额定功率因数、额定氢压（氢冷发电机）、额定冷却水温下，在保证的寿命期内安全连续运行，发电机端输出的功率与额定功率相同。该工况下的热耗一般作为汽轮机热耗验收保证值。2.0.3设计煤质设计煤质是燃煤电厂锅炉设计、燃烧系统和烟风系统设计、相关系统的辅机设计时所采用的煤质，依据此煤质的性能指标进行上述设备和系统的热力计算，确定上述设备和系统的主要运行参数、性能数据、结构形式和布置。设计煤质是电厂运行时最常用的煤质，在燃用设计煤质时必须保证上述设备和系统的性能满足设计要求。2.0.4校核煤质校核煤质是燃煤电厂锅炉设计、燃烧系统和烟风系统设计、相关系统的辅机设计时保证上述设备和系统能够安全运行并满足最基本性能采用的煤质。校核煤质通常用来验证上述设备和系统的设计是否存在设计裕量，在煤质偏离的情况下能否安全运行。2.0.5锅炉额定负荷BRL工况锅炉在额定蒸汽参数及给水温度条件下，与汽轮发电机组额定出力（TRL）工况相匹配的锅炉输出热功率，习惯上也常用在此工况下的主蒸汽流量（t/h）来表示，故又称锅炉额定蒸发量。BRL工况应处于锅炉热效率最高的负荷区内，通常时锅炉热效率保证工况。2.0.6选型点能力（TB点）风机选型时，在其流量——压头特性曲线上所要求的对应点，即在锅炉最大连续出力时，所计算出的风量——压头，再加一定的裕量后，相应在风机特性曲线上的那一点的能力。2.0.7汽轮机最大连续出力（TMCR）工况TurbineMaximumContinuousRatingCondition汽轮机最大连续出力（TMCR）工况是指在额定的主蒸汽和再热蒸汽参数及额定背压下，主蒸汽流量与汽轮机额定功率工况的进汽量相同，补给水率为0%，回热系统正常投入，不带厂用汽，扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗，在额定功率因数、额定氢压（氢冷发电机）、额定冷却水温下，在保证的寿命期内安全连续运行。该工况下发电机端输出的功率作为最大连续出力保证值。2.0.8汽轮机阀门全开（VWO）工况TurbineValvesWideOpenCondition汽轮机阀门全开（VWO）工况是指在额定的主蒸汽和再热蒸汽参数及额定背压下，主蒸汽流量为调节阀全开时的进汽量，补给水率为0%，回热系统正常投入，不带厂用汽，扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗，在额定功率因数、额定氢压（氢冷发电机）、额定冷却水温下，在保证的寿命期内安全连续运行。该工况下的主蒸汽流量一般作为汽轮机进汽能力保证值，且不小于汽轮机额定功率工况的进汽量的1.03～1.05倍。

3基本规定3.0.1新建或改扩建工程的节能设施应与主体工程同步设计、同步建设、同步运行。3.0.2火力发电厂设计应提高余热、余压的回收利用水平，采用技术先进、经济合理、能耗低、二次能源回收利用率高的节能工艺、技术设备与措施。对二次能源回收利用应实现优质优3.0.3凝汽式发电机组的发电设计标准煤耗的参考先进值见本规范附录A。3.0.4发电厂的厂用电率宜采用轴功率法计算，凝汽式发电厂厂用电率的参考一般值见本规范附录【条文说明】3.0.3和3.0.4表中的数据引自《火电工程设计技术经济指标手册》（中国电力出版社，2012年）3.0.5火力发电厂的设计取水量指标应不超过《取水定额第一部分：火力发电》（GB/T18916.13.0.6火力发电厂的设计耗水量指标应根据当地的水资源条件和采用的相关工艺方案按本规范C的数值确定。3.0.7在火力发电厂的可行性研究报告设计阶段，应编写火力发电厂节能篇（章）。【条文说明】3.0.7可研节能分析篇（章）是项目可研报告的必备篇（章），是节能评估报告书编制的主要依据。项目可研报告由发电厂可研报告中节能分析篇（章）的主要内容如下：一、节能标准及节能设计规范二、能源消耗种类及数量分析三、能源供应状况分析四、本工程节能措施五、节能效果分析和能源指标3.0.8在火力发电厂的初步设计阶段，应编制《火力发电厂节能评估报告书》【条文说明】3.0.8编制《火力发电厂节能评估报告书》的依据是国家发改委2010年9月发布的<<固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法>>。从2010年11月1日起，我国对固定资产投资项目进行节能分类管理，新上的固定资产投资项目需要进行节能评估和审查，并以节能评估文件及审查意见作固定资产投资项目节能评估报告书的主要内容如下：一、评估依据二、项目概况

三、能源供应情况分析评估

四、项目建设方案节能评估

五、项目能源消耗及能效水平评估

七、存在问题及建议

八、结论

九、附图、附表

3.0.9主机设备宜选用大容量、高参数、技术成熟、性能先进、高效节能的产品。【条文说明】3.0.9主机设备包括

4、机械工艺系统节能设计4.1一般规定应合理选用辅机设备的运行及备用台数、参数及裕量。汽水系统管道及烟风系统烟风道设置及布置应合理，尽量减少管道长度及管件、阀门。疏水系统的疏水阀启闭要求应根据不同的疏水系统、疏水参数以及设备特点进行设计优化。【条文说明】4.1.3设计优化应保证用汽设备、管道的安全运行要求,并避免工质及能量的浪费。4.2锅炉系统4.2.1煤粉锅炉的节能设计应符合以下规定：1应满足锅炉在设计煤质和校核煤质区间范围内安全、高效、稳定运行，校核煤质的发热量应低于设计煤质发热量。校核煤质的挥发份应低于设计煤质挥发份，校核煤质的氮、硫含量宜高于设计煤质。校核煤质的结渣特性、可磨性等其它指标宜与设计煤质接近或略差于设计煤质。2设计煤质和校核煤质应采用同一类型煤质。3应满足在30%最大连续蒸发量负荷至100%最大连续蒸发量负荷区间内锅炉出口过热蒸汽温度不低于额定温度；在50%最大连续蒸发量至100%最大连续蒸发量负荷区间锅炉出口一次再热蒸汽温度不低于额定温度；在70%最大连续蒸发量至100%最大连续蒸发量负荷区间锅炉出口二次再热蒸汽温度不低于额定温度。4应满足正常运行时再热蒸汽减温水量为0t/h的条件下，再热器出口蒸汽温度达到设计值。5对于一次汽水受热面和二次汽受热面宜分别留有10%的受热面布置空间，以便在过热蒸汽温度和再热蒸汽温度达不到额定设计值时增加受热面面积。6在燃用设计煤质、大气温度20℃、大气相对湿度80%、锅炉为额定负荷BRL工况下、机组补水率为0%、过剩空气系数为设计值、煤粉细度在设计规定的范围内、NOx排放浓度达到保证值等条件下，根据《电站锅炉性能试验规程》（GB/T10184）规定的试验方法，对于不同的设计煤质，锅炉效率应不低于表4.2.1所规定的值。表4.2.1不同设计煤种的锅炉效率煤种锅炉效率烟煤93.5％褐煤92％贫煤92.5％无烟煤91％7应满足空气预热器出口的排烟温度尽可能低，空气预热器设计时宜预留有受热面布置空间。8对于600MW及以上机组，空气预热器的漏风率投运后第一年内应不大于4%，一年后应不大于5%；对于600MW以下机组，空气预热器的漏风率投运后第一年内应不大于5%，一年后应不大于6%。【条文说明】4.2.14.2.16对于某一煤质，如烟煤，锅炉效率受煤的发热量、挥发份、着火特性、燃尽特性等煤质特性参数以及煤粉细度、炉膛NOx排放量等指标的影响较大，因此对于同一煤质类型的不同燃煤由于上述指标的不同，使得锅炉效率变化范围较大。表4.2.1所列的锅炉效率为燃用各种煤种的最低应该达到的效率。7空气预热器设计时预留受热面布置空间，可在排烟温度高时在预留空间中增加受热面面积。4.2.2烟风系统的节能设计应符合以下规定：1一次风机宜采用动叶可调轴流式风机或带有变频装置的离心式风机。2送风机宜采用动叶可调轴流式风机或带有变频装置的静叶可调轴流式风机或离心式风机。3引风机和脱硫增压风机当采用电动机驱动时，宜采用动叶可调轴流式风机。引风机在环境温度下的选型点能力（TB点）压头不超过-12KPa时，经安全性评估满足要求时，宜将引风机和增压风机合并。4对于大功率引风机，通过技术经济比较后可采用带有变频装置的静叶可调轴流式风机。5对于600MW及以上机组的引风机，通过技术经济及能耗比较后可采用汽轮机驱动的静叶可调轴流式风机。6一次风机、送风机、引风机的设计最高效率点应为锅炉燃用设计煤质额定工况（BRL）下的运行点。7一次风机、送风机、引风机的风量裕量和压头裕量应符合相关标准的规定，计算基准参数和选定裕量时，不应与设备制造厂已经计入的设备裕量重复累加。8风机出口包括扩散过渡段的直管段长度应不小于2.5倍～6倍的管路当量直径，视管内工质流速而定。当管内工质流速小于或等于12.5m/s时，风机出口的直管段长度为2.5倍管路当量直径，气流速度每增加5m/s，风机出口的直管段长度增加1倍的管路当量直径。如在上述长度的直管段出口紧接着布置弯管，该弯管的曲率半径与管路当量直径之比应不小于1.5，且其布置应有利于气流均匀输送。9烟风道内介质流速的选择应满足《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》(DL/T5121)的要求，主管道的布置应使得其的阻力在推荐流速的范围内为最小。烟风道应采用空气动力特性良好，气流分布均匀的布置方式和异型件。10在满足布置要求的前提下，烟风道截面宜采用圆形，如采用矩形截面，其短边与长边之比不小于0.5。11磨煤机入口一次风道宜布置足够的直管段以满足一次风风量测量装置准确测量的要求。【条文说明】4.2.25对于有稳定用户的供热电厂，但机组抽汽参数与热用户的参数不匹配，需经减温减压才能满足热用户的需要，如采用汽动引风机，抽汽经小机做功驱动引风机，一定参数的排汽向热用户供热，可降低抽汽的节流损失，有节能效果。应合理选择引风机驱动汽轮机的进汽汽源参数和排汽参数，使得在机组额定负荷和部分负荷下保持尽可能高的驱动汽轮机内效率。对于驱动汽轮机宜采用驱动汽轮机的排汽及抽汽供热的形式。7有一些设备如空气预热器、锅炉燃烧器、除尘器、脱硝装置、脱硫装置等制造厂提供的阻力、漏风率等如已经包含了设计裕量，则在烟风系统风机选型时应注意风机的设计基准风量和设计基准压头及其的设计裕量不应重复计算设备的设计裕量。4.2.3制粉系统的节能设计应满足以下规定：1在煤种适宜时，应优先选用中速磨煤机。2中速磨煤机宜配置动态分离器或动静态分离器。3煤粉管道的布置和煤粉缩孔的设置应实现各煤粉管道内煤粉浓度和风粉混合物的流速的最大偏差都不超过10%。【条文说明】4.2.32中速磨煤机配置动态分离器或动静态分离器可以增加磨煤机各个出口煤粉的均匀性和细度，以提高锅炉燃烧效率。4.2.4烟气除尘系统的节能设计应符合以下规定：1当煤种适宜并满足环保要求时，宜优先选用静电除尘器。2电除尘器本体烟风阻力不应大于300Pa，布袋除尘器本体烟风阻力不应大于1500Pa，电袋复合除尘器本条烟风阻力不应大于1100Pa。3除尘器宜采用高效供电电源。4除尘器电加热系统应采用恒温控制。【条文说明】4.2.41静电除尘器除常规的形式外，近年来还开发出带有移动极板的静电除尘器，高效供电电源的除尘器，入口烟气温度低于烟气酸露点的低低温除尘器，这些新型的静电除尘器较常规静电除尘器其除尘效率有较大幅度提高，能耗水平有较大幅度降低。4.2.5除尘器漏风率应不大于2%4.2.6锅炉能量回收系统应符合以下规定：1宜设置烟气余热利用系统回收锅炉排烟余热，烟气余热利用系统宜优先用于加热汽轮机热力系统外的工质，用于加热汽轮机热力系统时，宜加热温度较高的给水或凝结水。烟气余热宜进行梯级利用。2直流锅炉宜采用带启动循环泵的内置式启动系统，并应设置锅炉启动疏水扩容器及储水箱。3汽包锅炉应设置连续排污扩容器，回收二次蒸汽至除氧器。4锅炉启停及运行期间的水质合格的疏水应回收至凝汽器。【条文说明】4.2.61汽轮机热力系统外的工质通常为热网热水、锅炉进风、暖通系统的介质。对于脱硫系统设置了烟气换热器（GGH）的烟风系统一般不设置烟气余热利用系统。4.2.7当煤种条件适宜，宜采用锅炉节油点火及助燃方式。【条文说明】4.2.7通常有邻机（炉）蒸汽加热给水方式、气化小油枪方式、等离子点火方式。三种方式从能量平衡角度而言与传统的轻油-煤粉二级点火和轻油-重油-煤粉三级点火方式相比，节约了燃油消耗量，增加了燃煤和蒸汽消耗量，总体能量消耗量增加了，但是从经济角度而言节约了锅炉点火及助燃的燃料成本。4.3汽轮机系统4.3.1汽轮机设备的节能设计应符合以下规定：1应优化配汽系统运行方式。2应采用先进的汽封技术，控制汽轮机汽封的间隙。3应减少高压、中压主汽阀及调节汽阀的漏汽。4汽轮机THA工况热耗率保证值不应高于表4.3.1中的数值。表4.3.1汽轮发电机组THA工况热耗率设计保证值序号机组类型机组参数汽轮机热耗率（KJ/kWh）给水泵驱动方式11000MW超超临界湿冷28MPa/600℃/620℃7268汽泵湿冷26.25MPa/600℃/6007325汽泵湿冷25MPa/600℃/6007338汽泵空冷28MPa/600℃/620℃-117534汽泵空冷25MPa/600℃/600℃-17605汽泵2600MW级超超临界湿冷25MPa/600℃/6007358汽泵空冷25MPa/600℃/600℃-17660汽泵3600MW级超临界湿冷25MPa/566℃/5667526汽泵空冷25MPa/566℃/566℃-17852汽泵7703电泵4600MW级亚临界湿冷16.7MPa/538℃/5387768汽泵空冷16.7MPa/538℃/538℃-17924电泵8079汽泵5350MW级超临界湿冷24.2MPa/566℃/5667556汽泵空冷24.2MPa/566℃/566℃-17882电泵7663汽泵6300MW 亚临界机组16.7MPa/537℃/5377900汽泵 注：表中28MPa/600℃/620℃参数的1000MW级汽轮机为设置外置式蒸汽冷却器、较常规增加一级加热器的热耗值；其余汽轮机热耗【条文说明】4.3.12汽轮机高压、中压部分可采用弹性可调汽封，包括平衡盘汽封和隔板汽封，低压缸轴端汽封可采用接触式汽封或常规汽封，低压缸隔板汽封可采用蜂窝式汽封或铁素体浮动齿汽封或常规汽封，弹性可调汽封、蜂窝汽封、接触式汽封。4.3.2汽轮机热力系统管道介质流速应符合《电厂动力管道设计规范》(GB50764)的规定。4.3.3汽轮机热力系统设备配套的通用水泵应符合《清水离心泵能效限定值及节能评价值》(GB19762)的规定。4.3.4主蒸汽、再热蒸汽和汽轮机旁路系统的节能设计应符合以下规定：1主蒸汽和再热蒸汽系统压降及温降应符合《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660）的规定。2主蒸汽和再热蒸汽系统的气动疏水阀门前应加装手动截止阀。3高压和低压旁路阀前管道长度大于旁路入口管道外径4倍时，汽轮机旁路阀前宜设置预暖。4主蒸汽和再热蒸汽管道的主管系分支三通宜采用Y型三通或45度斜三通。主蒸汽和再热蒸汽管道宜采用弯管，弯管半径宜为管道外径的3～5倍。【条文说明】4.3.42正常工况下截止阀处于全开状态，当疏水阀出现内漏，作为临时措施，关闭手动截止阀。4.3.5给水系统的节能设计应符合以下规定：1300MW级、600MW级纯凝发电机组宜选用100%容量汽动给水泵。2电动给水泵组应采用前置泵与给水泵同轴；汽动给水泵组可采用前置泵与给水泵同轴配置。3机组启动汽源满足给水泵汽轮机启动要求时，可取消启动用电动给水泵。4大中型火电机组的给水泵和给水泵汽轮机保证效率工况宜对应汽轮机THA工况或TMCR工况。给水泵保证效率不宜低于83％，给水泵汽轮机保证效率不宜低于82％。5正常运行给水泵采用调速给水泵时，给水主管路不应设调节阀系统；启动给水泵应根据锅炉各种启动工况的要求以及给水泵特性，在泵出口设置调节阀或锅炉侧给水主管设置旁路调节阀。4.3.6高压加热器宜采用大旁路系统，高压加热器的节能设计宜符合下列规定： 1采用内置式蒸汽冷却段时，末级高加上端差宜为-1.6℃~-2℃；其余高加上端差宜为2采用外置式蒸汽冷却器时，给水端差宜小于-3℃ 3VWO工况水侧压降宜小于0.1Mpa。4.3.7给水前置泵粗滤网的报警阻力宜小于30kPa；给水主泵入口精滤网的报警阻力宜小于50kPa。4.3.8凝结水系统的节能设计宜符合以下规定：1大中型火电机组的凝结水泵保证效率工况宜对应汽轮机THA或TMCR工况，保证效率不宜小于82％。2凝结水泵宜采用变频调速驱动方式。3除氧器宜采用内置式除氧器。4.3.9低压加热器宜采用卧式，低压加热器的节能设计宜符合下列规定： 1可不设置过热蒸汽冷却段，上端差宜为2.8℃ 2TMCR工况水侧压降宜小于0.08MPa。4.3.10采用凝结水泵变频调速时，凝结水主管路不应设调节阀，旁路应设置100%容量调节阀。【条文说明】4.3.10当凝结水泵采用变频调速时，需要考虑变频器故障，凝结水泵仍需采用工频运行的工况，此时需要在凝结水管道上的设置100%容量的调节阀以满足凝结水泵的运行调节要求。由于调节阀运行阻力较大且为备用，应将调节阀布置在旁路管道上以减少正常运行时的管道阻力。4.3.11在设计流量下，凝结水泵进口滤网运行水阻取值宜符合以下规定：1清洁水时，宜小于3kPa。250％积污时，宜小于5kPa。4.3.12机组启动补水量和运行补水量相差较大时，可设置不同容量的补水泵，大容量用于启动注水和补水，小容量用于正常运行补水。4.3.13抽汽系统的节能设计应符合以下规定：汽轮机回热抽汽级数应由汽轮机制造厂优化确定。2过热度高的抽汽管道上宜设置加热器外置式蒸汽冷却器。3抽汽管道动力驱动的疏水阀上游宜设置手动隔离阀。4.3.14抽汽管道阻力宜按下列规定取值：1至各级高压加热器阻力宜低于相应抽汽接口处蒸汽压力的3％。2至设置外置式蒸汽冷却器的高压加热器阻力宜低于抽汽接口处蒸汽压力的5％。3至除氧器及各级低压加热器抽汽管道阻力宜低于相应抽汽接口处蒸汽压力的5％。4.3.15辅助蒸汽系统的节能设计应符合以下规定：1辅助蒸汽汽源应采用适合的低品位蒸汽。当用汽参数与汽轮机抽汽差别较大时，宜设置高压和低压两级辅助蒸汽系统。2供暖风器的蒸汽宜采用适合的低品位蒸汽。3生水加热器、采暖加热器应回收疏水工质和热量。4辅助蒸汽管道疏水应回收，通过辅汽疏水扩容器或辅汽疏水母管接入凝汽器。5辅助蒸汽至需加热用户的供汽管道上宜装设调节阀。6辅助蒸汽联箱至用户管道的关断阀宜靠近联箱布置。7辅助蒸汽管道经常性疏水宜采用热动力式疏水器。4.3.16加热器疏放水系统的节能设计应宜符合以下规定：1设置内置式疏水冷却段的加热器下端差宜为5.6℃2高压加热器连续排气可采用逐级排气，并应回收部分蒸汽。3加热器正常运行排气管应设置节流孔板或节流阀。4低压加热器疏水可采用配置疏水泵的系统。4.3.17凝汽器及辅助系统的节能设计应符合以下规定：1抽真空设备应选用水环式机械真空泵。2双背压凝汽器的高压和低压侧抽真空系统应分隔，二台运行真空泵应分别对应高低压凝汽器。3对于一次直流冷却系统，应设置水室真空泵。4真空泵冷却应采用温度适合的冷却水，宜设置夏季的低温备用水源。5真空泵可加装大气喷射器。6直接和凝汽器或扩容器真空设备相连接的阀门宜采用真空隔离阀。4.3.18凝汽器系统的节能设计宜符合下列规定：1双流程凝汽器端差宜不大于5℃，单流程凝汽器端差宜不大于72过冷度宜不大于0.5℃3双流程凝汽器水侧阻力宜不大于60kPa，单流程凝汽器水侧阻力宜不大于40kPa。4凝汽器汽侧阻力宜不大于400Pa。5对于一次直流冷却系统，宜设置一、二次滤网。4.3.19大中型机组凝汽器的真空下降速度应符合以下规定：1在机组80％负荷以上时，真空下降速度应小于200Pa/min。2在机组50％～80％负荷时，真空下降速度应小于270Pa/min。4.3.20湿冷机组凝汽器循环水系统应设置胶球清洗装置或反冲洗系统。4.3.21冷却水系统的节能设计应符合以下规定：1水质适宜时，应优先选用开式水系统。2对于间接空冷机组，应优化辅机冷却水系统，宜采用湿冷和空冷相结合的冷却方式。3冷却水泵宜采用双速电机或变频技术。冷却水泵功率小于300KW时，电动机可采用永磁涡流柔性传动节能技术。4在冷却设备的回水管道上宜设置调节阀控制冷却水量。5可为距离冷却水泵远、阻力大的冷却设备设置管道泵。【条文说明】4.3.211辅机采用大闭式系统，增加旁路及切换系统，环境温度高时采用辅机冷却塔、低时采用主机间冷的冷却方式。即是主机循环水温度较低时，辅机闭式水系统切换至循环水系统运行，原辅机开式冷却水系统可解列。降低冬季的厂用电消耗，减少冬季冷却水损失。2永磁涡流柔性传动技术负载和电机间无刚性连接。安装在电机侧的导体转子在负载侧的永磁盘产生的磁场中旋转产生感应磁场并形成涡流，涡流产生感应磁场并与永磁转子相互作用形成的扭矩带动负载转动，并通过调节永磁盘和导体之间的间隙实现对电机功率的自动调节，可节电30％4.3.22管道或设备的暖管宜采用自动疏水器，不宜采用节流疏水孔板连续疏水。4.4运煤系统4.4.1运煤系统在满足工艺流程和总平面布置的条件下，应减少转运环节，降低转运点落差，缩短输送路径。【条文说明】4.4.1本条文给出了运煤系统节能设计必须首先考虑的要点。节能设计必须从系统和总平面布置设计的源头入手，最大限度地节能降耗。在《火力发电厂运煤设计规程》中也有类似规定，其主要是从节省投资和减少占地这两方面考虑的，同时，其节能作用也是显而易见的。4.4.2运煤系统的节能设计应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660）的有关规定。【条文说明】4.4.2《大中型火力发电厂设计规范》GB50660中第7部分运煤系统对卸煤、贮煤、筛碎、混煤及带式输送机等系统的设计规范有详细的规定，并对循环流化床锅炉的运煤设计规范做了补充规定。4.4.3卸煤设施的节能设计应符合下列规定：1在考虑运煤总平面布置时，卸煤装置的位置应有利于缩短燃煤运距和便于与路网连接。2翻车机、卸船机、斗轮堆取料机、叶轮给煤机及振动给煤机等，应配置变频调速装置。活化给煤机有变频调速和可变力轮调幅两种调节出力的方式，应根据运煤工艺需求进行选择。3当采用通过式堆取料机煤场时，宜在堆取料机上设置分流装置。4当采用折返式煤场时，宜在煤场转运站设置分流装置。5当采用汽车卸煤方式时，运煤车型宜采用自卸车型。6当铁路来煤运距在100km以内，运输线路不通过国铁或与其它铁路平交，可采用自卸式底开车卸煤装置。【条文说明】4.4.32变频调节技术的节能降耗作用已得到广泛认同和应用。翻车机系统中的变频技术应用，主要体现在各配套设备的驱动系统上。例如：翻车机主驱动装置、调车机驱动装置、迁车台驱动装置。其节能降耗主要体现在翻车机系统效率的提高和电机变频技术自身的节能特性上。翻车机系统的变频装置主要由YZP系列的起重及冶金用变频调速三相异步电动机和大功率变频器组成。通过变频器可以使电机在10HZ-100HZ之间变化，起到变频调速的效果。一般来讲，翻车机系统采用变频技术后，翻车机系统各配套设备在有负载时（翻车机在翻卸时、重车调车机牵引重列、迁车台从重车线向空车线运送敞车时），驱动装置会采用50HZ的工频运行，而在空载回翻或是空载返回时，会采用80-100HZ的高频高速运行，这样大大降低了翻车机系统各配套设备的总体循环作业时间，提高了系统的综合工作效率，起到了节能降耗的作用。斗轮堆取料机的变频技术应用，主要体现在回转机构及行走机构设备的驱动系统上。活化给煤机有变频调速和可变力轮调幅两种调节出力的方式。当采用变频调速方式时，为了避免激振频率与固有频率一致后引起共振，活化给煤机出力的可调节范围受到较大限制。根据统计资料，目前在全球运行的变频调速电机振动给煤机，出力调节范围为70-100%。可变力轮调幅通过调整偏心块的位置来调整电机的激振力，因为避免了共振问题，活化给煤机出力的可调节范围为0~100％。因此，对于给料出力的调节需求不大的情况，宜采用变频调速方式。对于要求连续调节出力，调节范围要求较大的情况，宜采用可变力轮调幅方式。3，4煤场采用分流装置后，不用重复从煤场取煤，即可向主厂房供煤。5运煤车辆根据地区不同差异较大，按车型可分为自卸车及普通载货汽车。当采用普通载货汽车运煤时，需汽车卸车机才能完成卸煤工作，而自卸汽车可通过自行翻卸卸煤，无需额外功耗。6自卸式底开车卸煤装置是专用运煤车辆，无盖，车底部两侧有可开闭的闸门，用气动或手动打开闸门，煤即自借重卸下。与翻车机等卸车设备相比，底开车卸煤装置无需额外的翻卸动力即可完成卸煤。4.4.4贮煤设施的节能设计应符合下列规定：1当来煤煤质差异较大时，应根据锅炉专业要求设置混煤设施。当采用筒仓混煤方式时，宜优先采用通过式布置方式。2对于燃用多煤种的电厂，在投资允许时，可采用数字化煤场，对不同煤种煤堆的堆放和混煤掺烧进行科学高效的精细化管理。3对于多雨地区，应根据煤的物理特性设置干煤棚，应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660)的有关规定。【条文说明】4.4.42本条文是基于最近几年数字化煤场在电厂的广泛应用。数字化煤场已在国内几大发电集团得到广泛应用，在节约能源，提高效益，提升管理水平等方面取得了较好的成效。数字化煤场是通过集控中心、三维煤场动态测控系统实现煤场的科学规划分类，实现燃煤根据不同煤种、不同矿点分堆、分层堆放。同时，采用高精度位置传感器，实现堆取料设备精确定位，并结合实时动态煤场三维模型，实现燃煤的精确堆取。数字化煤场的实施主要分为燃料入厂验收监管系统完善、数字化煤场系统建设、标准化验室完善、辅助管理系统完善、综合管理平台建设及调度中心调整等。其核心思路是通过对煤场的数字化建设，实现对煤场的精细化、无人化及智能化管理，最终实现煤场燃料的科学高效管理，实现不同煤种堆放和混煤的精细化管理。3煤的含水率对于煤的制粉系统以及煤粉在炉膛内的燃烧效率影响较大，因此，应根据国家标准《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660)的有关规定，考虑干煤棚的设置，最大限度地减少煤中水分的掺入。设置干煤棚的主要依据一般有以下两点：1）煤中是否含粘性物质，如：蒙脱石，高磷石等，2）连续降雨时间。4.4.5筛碎设施的节能设计宜符合下列规定：1当来煤粒度可长期满足磨煤机入口粒度要求时，可不设筛碎设施。2当运煤系统设置碎煤机时，碎煤机前宜设置煤筛。碎煤机出力宜根据煤筛效率确定。3当来煤粒度不稳定，存在满足磨煤机入口粒度要求的情况时，宜在筛碎系统设置旁路。【条文说明】4.4.5本条文指出了要根据来煤粒度情况合理选用筛碎系统，同时应从工艺设备选型及布置上考虑降低筛碎设备的电机功率消耗。4.4.6带式输送机的节能设计应符合下列规定：1对于存在两种及以上出力工况的带式输送机系统，应按较大出力工况配置驱动装置，同时配置变频调速装置。2对于输送距离较长的带式输送机，在条件允许时，宜优先采用单级输送，不宜采用多段多级输送。3当地形复杂不能采用普通带式输送机时，可通过技术经济比较，确定采用曲线胶带机或管状带式输送机。4当投资和布置条件允许时，经过技术经济比较合理后，可采用气垫带式输送机。【条文说明】4.4.61变频调节技术对于需调节出力设备的节能降耗作用已得到广泛认同和应用，在带式输送机中的应用不多，主要用于多出力的情况。2长距离输送的输送机型式的选择有多样性，应考虑节能因素，并通过技术经济比较后确定。4气垫带式输送机的工作原理是利用空气膜支撑输送带，替代普通带式输送机托辊的一种带式输送机。国内的气垫带式输送机生产厂家在技术上与国外主流厂商相比尚处于较低水平，成熟产品的出力也较小，目前主要应用于粮食系统。因此，国内大型电厂如采用气垫带式输送机，一般需采用进口设备，投资较大，加上布置条件要求较高，目前气垫带式输送机在国内电厂的应用较少。4.4.7除铁器的节能设计宜符合下列规定：1宜选用带式除铁器。2在除铁器材质选择上，经过技术经济比较后确定，当价格合理时，宜选择永磁除铁器。3当电厂燃用品质较好的商品煤时，可采用金属探测器与除铁器联锁，除铁器根据金属探测器发出的信号间断运行的方式。【条文说明】4.4.71带式除铁器功耗明显低于盘式除铁器，且除铁效果较好，条件允许时应优先采用。2永磁除铁器依靠稀土磁性材料实现吸铁功能，吸铁过程中没有电耗，但永磁稀土资源的价格波动较大，因此在永磁除铁器选型时，应经过技术经济比较后确定。4.4.8对于煤流切换比较复杂的运煤系统，可采用多工位胶带机头部伸缩装置。【条文说明】4.4.8运煤系统中煤流的切换一般有多工位胶带机头部伸缩装置和三通落煤管两种实现方式，前者能有效降低转运站的层高和带式输送机的提升高度，因此能降低系统能耗。但三通落煤管方式也有粉尘泄露较小的优点，可根据工程实际情况选用合适的煤流切换方式。4.4.9对于循环流化床机组，应根据当地石灰石供应情况、电厂人员状况和管理水平，确定是否设置石灰石块破碎及制粉系统，石灰石块破碎及制粉系统的节能设计应符合下列规定：1石灰石块的卸料、贮料、输送及除铁等节能设计应符合本规范4.4.2条~4.4.8条的有关规定。2石灰石堆场宜设置干石棚。3对于需要调整出力的卸料给料设备，应配置变频调速装置。【条文说明】4.4.9目前，石灰石块破碎及制粉系统主要用于国外某些石灰石粉来源不可靠地区的电厂，国内也有部分电厂如白马电厂也采用了石灰石块破碎及制粉系统，这些电厂之所以设置石灰石块破碎及制粉系统，大都是基于采购成本的考虑。目前，国内石灰石块的大致价格区间根据地区差异在20~60元/吨，石灰石成品粉的大致价格区间在80~200元/吨，而石灰石制粉成本大约在10~15元/吨，但石灰石石灰石块破碎及制粉系统较为复杂，运行和维护工作量也较大，需占用较大场地，因此，应根据当地石灰石供应情况进行技术经济比较，并结合电厂人员状况和管理水平来确定是否设置石灰石块破碎及制粉系统。4.5除灰渣系统4.5.1除灰渣系统4.5.2厂内1.当物料特性和输送条件合适时，厂内除灰系统宜采用正压密相气力输送系统。2.输送距离小于60m时可采用空气斜槽输送系统。3.输送管线长度不超过150m时可采用负压气力输送系统。4.气力输灰管道布置应减少弯头的数量，弯头的曲率半径应为管道内径的3～6倍。4.5.3厂内1.缺水地区及煤质结焦性不强时，可采用风冷式机械除渣系统。2.采用水冷式机械除渣系统时，宜采用单级水浸式刮板捞渣机直接至渣仓的系统。3.采用水力除渣系统时，渣水系统宜采用闭式循环系统。4.水浸式刮板捞渣机宜设置溢流水循环处理系统，溢流水澄清设备宜集中布置、合并设置，溢流水泵宜采用电机变频或其他调速措施。5.风冷式除渣系统冷却风进入炉膛的风量不宜超过锅炉燃烧总空气量的1%，风温不宜低于锅炉二次风温度。系统输送设备正常工况下的排渣温度（储渣仓入口处）不宜大于150℃，最大出力时的排渣温度不宜大于2004.5.41.当采用水力除灰渣输送系统时，宜采用高浓度(水灰比1.5～3)或较高浓度(水灰比4~6)的水力输送系统；不宜采用低浓度水力除灰渣系统。2.当灰渣浆直接串联时，串联泵宜装设液力偶和器、电机变频或其他调速装置，调速装置宜装设在末级泵上。4.6水处理系统4.6.1水的预脱盐系统的节能设计应符合下列规定：1对于反渗透系统，当电厂冷却水系统为直流供水时，其水源宜根据水温采用原水或排水。当电厂冷却水系统为循环供水时，其水源宜为原水，水温低于工艺要求时，应有提高水温的措施。2反渗透装置的水回收率应根据进水水质、膜元件的特性及配置、节水要求等条件在表4.6.1中选择。表4.6.1反渗透装置的水回收率水的类型水回收率第一级，一般天然水60%～80%第一级，海水30%～45%第二级，一般天然水85%～90%第二级，海水80%～85%3反渗透浓水宜回收重复利用，二级反渗透装置的浓水应回用至一级反渗透装置的进水。4超滤装置给水泵、反渗透系统高压泵宜采用变频控制。5海水反渗透系统应设置能量回收装置。6蒸馏法海水淡化可采用多效蒸馏、多级闪蒸工艺。多级闪蒸装置的级数、低温多效装置的效数、造水比应根据淡化装置的容量、蒸汽参数、供汽量、设备及蒸汽价格等因素确定。多级闪蒸的造水比宜为4～12，低温多效的造水比宜为6～15。7多级闪蒸海水淡化装置的负荷变化范围宜为80%～110%；低温多效海水淡化装置的负荷变化范围宜为50%～110%。【条文说明】4.6.11由于反渗透工艺，提高水温将有利于降低运行水耗，提高产水率，但温度过高会影响出水水质，并降低膜的运行寿命。因此，对于采用直流供水系统的电厂，一般倾向于冬季取冷却水系统排水，热季取原水。对于采用循环供水系统的电厂，采用反渗透工艺时，因循环水含盐量高，能耗高，而且出水水质差，因此一般不推荐采用循环水作为水源。6造水比是成品淡水量和消耗蒸汽量的比值，表征蒸发装置的热效率。造水比与制水成本密切相关，该值决定了蒸发装置的级/效数、供应的蒸汽量和蒸汽压缩的效率。要得到高的造水比，意味着设置更多的级/效数，投资成本增加。因此，工程中设计时应根据蒸汽价格、材料价格等因素确定造水比。7设置合理的调节范围，可降低设备费用并提高设备效率，不一定要求较宽的调节范围。4.6.2锅炉补给水处理系统的节能设计应符合下列规定：1锅炉补给水除盐系统的正常出力应满足电厂全部机组正常运行所需补充的水量，各项正常水汽损失应符合应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660)的有关规定。2设计离子交换除盐系统时，应保证出水质量前提下采用能降低酸、碱耗量和减少废酸、碱排放量的设备和工艺。3各离子交换设备后期正洗排水或投运初期的不合格排水应考虑回收至前级处理的进水贮水箱。4当进水碱度小于0.50mmol/L时，除盐系统可不设除二氧化碳器。5酸、碱再生液的输送宜采用喷射器。6电除盐回收率应根据进水水质经计算确定，宜为90%～95%。电除盐装置浓水宜回收至前级处理的进水贮水箱。7除盐水泵宜采用变频控制。4.6.3凝结水精处理系统宜采用中压系统。【条文说明】4.6.3中压系统是指机组凝结水精处理系统均是串联在凝结水泵和低压加热器之间，凝结水精处理系统设备设计压力与凝结水泵压力相适应。4.6.4冷却水处理系统的节能设计宜符合下列规定：1循环冷却水系统宜根据全厂水量、水质平衡确定排污量及浓缩倍数。淡水循环冷却系统浓缩倍数设计值宜为3～5倍。海水循环冷却系统浓缩倍数的宜为1.5～2.0倍。2对于季节性加杀菌剂时间较短的电厂，可采用临时加药方式，不设加药设备。【条文说明】4.6.41目前随着电厂建设对于节水要求的的不断提高，循环冷却水系统的浓缩倍率应根据全厂的水量平衡确定，即由可利用的排污水量来反算排污率从而确定浓缩倍率，根据确定的浓缩倍率选择合适的处理方案。循环冷却水系统浓缩倍数设计值一般在5倍以下为宜，过高的浓缩倍数会造成电厂运行费用的提高。2一些北方寒冷地区，循环水中的有机物生长较少，一些电厂仅在夏季定期向循环水中加入杀菌剂，效果很好，而且简便易行。4.6.5工业废水处理系统宜采用重力流。4.6.6加药量自动控制系统的计量泵宜采用变频控制。4.7烟气脱硫系统4.7.14.7.2吸收塔宜布置在烟囱附近，浆液循环泵应紧邻吸收塔布置；吸收剂制备车间及石膏间宜在吸收塔附近集中布置，或结合工艺系统及场地条件因地制宜布置。4.7.3当采用GGH时，宜每炉一台，宜选择回转式换热器，漏风率应不大于1％，设计工况下脱硫后烟囱入口的烟气温度应按不小于80℃考虑；当不设置GGH【条文说明】4.7.3降低脱硫入口的烟气温度可减少烟气蒸发水量。4.7.4浆液循环泵应不少于三台，宜按照单元制设置，每台浆液循环泵对应一层喷嘴，浆液循环泵应采用离心式。4.7.5采用湿法脱硫系统的烟道和烟囱排放的冷凝液应全部收集并回用。4.7.6脱硫工艺水宜采用各种厂区处理过的废水、循环水排污水以及中水等。4.8烟气脱硝系统

4.8.1烟气脱硝系统工艺布置方案应根据节能、降耗、增效、安全的原则进行选择。工艺布置应减少系统阻力，烟气分布均匀。4.8.2SCR反应器整体结构设计及烟气导流板和烟气均布装置的布置应降低烟气流速偏差、烟气流向偏差、烟气温度偏差、NH3/NOx摩尔比偏差，宜符合下列规定：1入口烟气流速偏差<15%（相对标准偏差率）。2入口烟气夹角 <±10°。3入口烟气温度偏差<±104NH3/NOx摩尔比偏差<5％（相对标准偏差率）。4.8.3每层催化剂上方应设置吹灰器，以降低催化器的烟气阻力。4.8.4尿素溶解水的温度宜为40℃～80℃，配制的尿素溶液之重量百分比浓度宜为40%～55%（重量百分比）。4.8.5尿素绝热分解室的热源宜先利用锅炉一次或二次热风或高温炉烟预热空气。4.9辅助和附属工艺系统4.9.1保温节能设计应符合下列规定：1环境温度不高于27℃，设备和管道保温结构外表面温度不应超过50温度高于27℃时，保温结构外表面温度可比环境温度高252当无特殊工艺要求时，保温层厚度应按“经济厚度法”计算，但若经济厚度偏小以致保温结构外表面散热损失超过表4.9.1中给出的允许最大散热损失量标准时，应采用最大允许散热损失量下的的厚度。表4.9.1保温结构外表面允许最大散热损失介质温度℃常年运行工况W/m2季节运行工况W/m2介质温度℃常年运行工况W/m2季节运行工况W/m2505811640022731410093163450244-150116203500262-200140244550279-250163273600296-300186296650314-350209308【条文说明】4.9.11环境温度是指距离保温结构外表面1m处测得的空气温度。4.9.2燃油管道伴热、保温的节能设计应符合下列规定：1当柴油的凝点低于电厂历年最冷月平均气温时，柴油管道可不保温。3燃油管道伴热介质温度应根据燃油特性确定，伴热蒸汽温度应低于250℃4伴热的燃油管道应有控制燃油温升的措施。4.9.3压缩空气系统的节能设计宜符合下列规定：1全厂压缩空气系统宜统一设置。2气力除灰渣系统的压缩空气干燥设备可采用冷冻式干燥器、再生吸附式干燥器、冷冻加吸附组合式干燥器等。3非采暖地区的压缩空气系统宜采用冷冻式干燥器。4严寒地区的压缩空气系统宜采用外加热再生吸附式干燥器。【条文说明】4.9.34采用外加热再生吸附式干燥器可以降低系统能耗，表-3为各种压缩空气系统干燥器的特点。表-3压缩空气系统干燥器的特点冷冻式吸附式冷冻式与吸附式的组合冷冻式与微热（有）热吸附式的组合适用条件不能用在寒冷地区的室外用气和长距离管道输送（包括室外储气罐）的用气及工艺要求深度干燥的应用场合，环境温度不宜超过35℃可用于压力露点温度要求在0℃环境温度不宜超过35℃环境温度不宜超过35℃露点温度不允许低于2℃（实测露点在5~15根据吸附剂和工艺选择的不同，可得到不同压力露点下的成品气，如-20℃、-40℃根据吸附剂和工艺选择的不同，可得到不同压力露点下的成品气，如-20℃、-40℃根据吸附剂和工艺选择的不同，可得到不同压力露点下的成品气，如-20℃、-40℃初投资较低低高较高运行费用较低低高较高性能特点进气温度每升高5℃，制冷效率下降30%无热再生干燥机的干燥再生气流压力越大，干燥剂的再生效果越好，下一周期的干燥效果越好。一般对工作压力的下限要求不低于工作压力的1/2，需要利用15%的成品对再生塔的吸附剂进行吹扫再生。其优点是结构简单，维护方便。缺点是耗气量大，能源品位高，有效供气量小，而且有时露点不够稳定。微热再生式利用电加热，利用7%的气体进行加热，对再生塔的吸附剂再生。其优点是工作周期比较长，露点稳定，其缺点是既要耗7%的气，又要耗一定的电能。有热再生式无消耗再生压缩空气，但加热需要耗电能较大。需要利用15%的成品对再生塔的吸附剂进行吹扫再生。其优点是结构简单，维护方便。缺点是耗气量大，能源品位高，有效供气量小。需要利用3~5%的成品对再生塔的吸附剂进行吹扫再生。其优点是工作周期较长，露点稳定。缺点是耗气量大、耗电能量大，采购成本也高。4.10热电联产系统4.10.1对于大型区域供热系统，当热效率大于45%时，宜采用热电联产机组。【条文说明】4.10.1大型区域供热系统：指供热面积大于100万m2。此条为《热电联产项目可行性研究技术规定》中的规定。4.10.2对于供热面积超过1800万m2的热电联产系统，应对常规抽凝方案与抽凝背供热汽轮机模式两种方案进行经济技术比较，根据最终结果确定。【条文说明】在热负荷较高的地区，采用抽凝背机型可以扩大供热能力，减少部分冷源损失。4.10.3对于有稳定工业热负荷的区域，应优先采用背压机组。【条文说明】4.10.3背压机组内有冷源损失，但前期条件是热负荷要稳定，且机组要运行在60%负荷以上。4.10.4以供暖为主的城市集中供热系统，当以热电厂为主热源时，应考虑设置调峰热源，调峰热源宜设置在热电厂内。【条文说明】4.10.4调峰热源在城市集中供热系统中起节能运行和备用的作用，是影响集中供热系统节能运行、安全运行的重要系统。对于以热电厂为主热源的城市集中供热系统，在只使用常规技术手段，只增加有限投资，不增加热电厂发电量的前提下，合理的解决调峰热源建设和运行问题，就可以扩大约30%的供热能力，使2×300MW级供热机组带1800万m2，即：两个热电厂的供热能力等于三个同等容量的热电厂。调峰热源对集中供热系统的节能有益，但目前热源点的建设是考虑供热网上有调峰热源，而实际情况是原作为调峰的热水锅炉同样承担负荷，因此热源单位有能力但却不敢释放机组的供热能力，如果考虑在热电厂建设的同时考虑调峰热源的情况，这种情况将可以避免。集团公司2012年科研项目《城市供暖集中供热系统调峰热源研究》对调峰热源问题进行了研究。热电厂内的调峰热源方案有以下六种：尖峰加热器、热泵、尖峰加热器和电热混合、热水锅炉、抽凝背（NCB）、低真空。4.10.5当条件具备时，宜采用热电厂冷热电三联供系统。【条文说明】4.10.5热电厂集中制冷采用的是成熟的常规技术，技术上可行，在较大程度上降低机组的冷源损失，提高机组效率，可以使热电厂在夏季以热电联产方式运行，可消减电网的尖峰电负荷。4.10.6热网循环水泵应采用节能运行方式，宜采用调速驱动方式。【条文说明】4.10.6热网循环水泵是热电联产系统中最大的耗能设备，可根据工程具体特点，经过技术经济论证后确定热网循环水泵的驱动方式。4.11燃气轮机系统4.11.1燃机电厂机组选择宜遵守下列节能设计原则：1燃机电厂不宜选择简单循环发电机组。2在重要用电负荷中心，当有可靠的天然气（包括液化天然气）供应条件时，燃机电厂宜选择效率相对较高的F级及以上燃气—蒸汽联合循环发电机组。3在热（冷）负荷集中稳定的区域，当有可靠的天然气（包括液化天然气）供应条件时，燃机电厂可选择9E级或9F级燃气—蒸汽联合循环供热机组，具体机型应根据电厂所在地的条件，通过技术经济比较选择。4燃气—蒸汽联合循环发电机组宜采用单轴配置方案，带基本负荷时也可采用“二拖一”多轴配置方案，燃气—蒸汽联合循环供热机组宜采用多轴配置方案。【条文说明】4.11.11燃气—蒸汽联合循环供热机组可以提高能源综合利用效率。E级或F级燃气—蒸汽联合循环供热机组均有工程实例，具体机型应根据电厂所在地的条件，如热（冷）负荷大小、气价、热价等，通过技术经济比较选择。2与多轴配置方案相比，单轴配置方案系统简单、布置紧凑、占地小、投资低，且启停特性好。因此，燃气—蒸汽联合循环发电机组宜采用单轴配置方案。“二拖一”多轴配置方案的汽轮机容量较大，蒸汽参数较高，在高负荷率条件下，“二拖一”多轴配置方案的机组热效率稍高，但在低负荷率条件下时是单轴配置方案的机组热效率稍高，且“二拖一”多轴配置方案启停特性不如单轴配置方案。因此，带基本负荷的燃气—蒸汽联合循环发电机组也可采用“二拖一”多轴配置方案。单轴配置方案燃气轮机、汽轮机、发电机串联在同一根轴上，轴系中燃气轮机转子、汽轮机转子及发电机转子的整体协调和负荷匹配需要特别设计，对转子的动态性能要求比较高。燃气—蒸汽联合循环供热机组如果采用单轴配置方案，汽轮机调整抽汽会导致汽轮机端推力和负荷改变，制造厂需要计算校核整个轴系的设计。而多轴配置方案由于燃气轮机与汽轮机轴系分离，不存在以上问题。因此，燃气—蒸汽联合循环供热机组宜采用多轴配置方案。4.11.2燃气轮机设备的节能设计应符合下列规定：1燃气轮机应装设压气机进口可调导叶（IGV）。2燃气轮机进气系统应装设反冲清吹装置。3燃气轮机应设置压气机和透平清洗系统。【条文说明】4.11.21燃气轮机装设压气机进口可调导叶（IGV），在启动时可以调节空气流量，防止压气机喘振和失速，改善启动加速性能，同时可以改善联合循环部分负荷的性能。2如不及时对燃气轮机进气系统吹扫清洗，将使进气压力损失增加，从而引起压气机消耗功率增加，导致机组出力降低；同时，进口压力降低会使空气比容增加，空气流量减少，也导致机组出力降低。特别是与国外较发达国家相比，我国的空气质量存在着较大差距，因此燃气轮机进气系统应装设反冲清吹装置。3燃气轮机主要在压气机和燃气透平这两个部件上结垢，压气机和燃气透平结垢会导致机组出力降低。因此，燃气轮机应设置压气机和透平清洗系统。4.11.3余热锅炉设备的节能设计应符合下列规定：（与国际标准推荐值有差异的规定，请斟酌如何论证和取值）1E级燃气—蒸汽联合循环机组余热锅炉宜选择双压、无再热型，F级及以上燃气—蒸汽联合循环机组余热锅炉应选择三压、再热型。当技术经济合理时，余热锅炉可设置尾部换热器进一步回收烟气余热。2燃气—蒸汽联合循环供热机组、带基本负荷的燃气—蒸汽联合循环发电机组宜选择自然循环余热锅炉。3燃气—蒸汽联合循环发电机组余热锅炉应选择无补燃型，燃气—蒸汽联合循环供热机组可选择补燃型。4余热锅炉的节点温差（或窄点温差）、接近点温差应经整套联合循环机组优化确定。双压和三压余热锅炉的节点温差宜控制在8℃～15℃范围内，接近点温差宜控制在0.5℃5余热锅炉蒸汽压力应经整套联合循环机组优化确定。余热锅炉出口的高压蒸汽温度宜比燃气轮机的排气温度低30℃～606余热锅炉及烟道的阻力应能满足燃气轮机排气压损的要求，经整套联合循环机组优化确定。对于单压、双压和三压余热锅炉，余热锅炉及烟道的阻力宜分别不大于2.5kPa、3.0kPa和3.3kPa。7余热锅炉出口的高压蒸汽压力宜比汽轮机高压蒸汽阀前的压力高3%左右，温度宜高2℃左右。余热锅炉出口的低压蒸汽压力宜比汽轮机低压蒸汽阀前的压力高4%～5%，温度宜高2℃～3℃。再热蒸汽系统总压降宜按汽轮机高压缸排汽压力的6%～8%取值，其中低温再热蒸汽管道、再热器、高温再热蒸汽管道的压降宜分别为汽轮机高压缸排汽压力的1.0%～1.5%、3.0%～4.0%、2.0%～2.5%，余热锅炉出口的再热蒸汽温度宜比汽轮机中压蒸汽阀前的温度高28余热锅炉宜设置整体式除氧器。9对汽包锅炉，宜采用一级连续排污扩容系统。10高压电动给水泵应采用液力偶合器或变频器调速。【条文说明】4.11.32燃气—蒸汽联合循环供热机组、承担基本负荷的燃气—蒸汽联合循环发电机组通常长期连续运行，选择自然循环余热锅炉，可以节省循环泵的电负荷消耗。3补燃型余热锅炉可以使蒸汽循环增加功率，但补燃部分的效率只是下游蒸汽循环的效率，一般为34%～38%，而损失了上游燃气轮机（燃气循环）部分的效率，而且补燃型余热锅炉造价较高，所以联合循环发电机组一般采用无补燃型。而在联合循环供热机组中，因为没有冷端损失，供热蒸汽循环的效率在80%以上，所以余热锅炉设置补燃经济上还是有利的。4根据国际标准ISO3977：1995《燃气轮机采购附件1：用于联合循环设备采购的基本信息》规定，双压和三压（即产生两种或三种压力等级的蒸汽供汽轮机）余热锅炉的节点温差为10℃，省煤器的接近点温差为5℃。实际工程中双压和三压余热锅炉的节点温差为8℃～10℃，省煤器的接近点温差为4℃～8℃。也有研究认为，双压和三压余热锅炉的节点温差可取12.4℃5根据国际标准ISO3977：1995《燃气轮机采购附件1：用于联合循环设备采购的基本信息》规定，余热锅炉出口高压蒸汽温度与燃气轮机排气温度差为25℃。大量计算表明，余热锅炉出口高压蒸汽温度与燃气轮机排气温度差选择在30℃～60℃6根据国际标准ISO3977：1995《燃气轮机采购附件1：用于联合循环设备采购的基本信息》规定，余热锅炉及烟道的阻力对于单压、双压和三压余热锅炉分别为2.5kPa、3.0kPa和3.3kPa。7有研究认为，燃气—蒸汽联合循环机组高压蒸汽、低压蒸汽和再热蒸汽管道的流速、压降和温降应该比常规火电机组小，推荐高压蒸汽管道流速在30m/s～40m/s之间比较合适，相应的高压蒸汽管道压降一般小于汽轮机额定高压进汽压力的1.5%，温降一般小于2.5℃8整体式除氧器是表面式换热器（低压蒸汽器）和混合式加热器（除氧器和水箱）的组合，它不仅具有除氧贮水功能，还有余热锅炉低压汽包的汽水分离功能。这种整体式除氧器具有“自生蒸汽”的不可调节性，但具有自平衡性，可以保证除氧效果。这样做，第一，降低了余热锅炉的排烟温度；第二，除氧器不再需要从汽轮机抽汽，增大了汽轮机的出力；第三，除氧给水系统与锅炉一体化，水箱兼作低压汽包，还节省了低压给水泵，降低了总体投资，布置也更紧凑。4.11.4汽轮机设备的节能设计应符合下列规定：1汽轮机应滑参数运行。2汽轮机不应设置给水回热系统。3汽轮机背压应通过冷端优化后确定。【条文说明】4.11.41与常规火电机组“炉跟机（汽轮机）”的设计准则不同，无补燃的燃气—蒸汽联合循环机组的设计准则是“机（汽轮机）跟炉”。汽轮机的进汽流量、压力和温度取决于余热锅炉，汽轮机应滑参数运行。2为尽可能地利用燃气轮机排气余热，给水加热在余热锅炉中进行。为尽可能地降低余热锅炉的排烟温度，送往余热锅炉的给水温度越低越好。汽轮机不设置给水回热系统。4.11.5余热锅炉的烟气进口流向宜与燃气轮机的排气流向一致，燃气轮机和余热锅炉之间的烟道不宜设置弯头。4.11.6对设置减压系统的天然气调压站，如果需要设置加热系统，当技术经济合理时，可直接采用凝汽器循环水回水或其他热源加热天然气。【条文说明】4.11.6与采用水浴式加热炉相比，直接采用凝汽器循环水回水加热天然气可以节省水浴式加热炉自身消耗的天然气。4.11.7凝结水泵设备的节能设计应符合下列规定：1凝结水泵宜采用变频器调速。凝结水泵的容量可不考虑汽轮机旁路投运时需要的减温水量。【条文说明】4.11.72由于联合循环机组一般设置100%容量的汽轮机旁路，当汽轮机旁路投运时需要的减温水量较大，选择凝结水泵时如将该水量计入，则机组长期正常运行时凝结水泵处于部分负荷，泵组效率降低，经济性差，故汽轮机旁路减温水宜考虑采用备用泵投入并联运行解决。

5电气、仪控系统节能设计一般规定5.1.1电气节能设计，应根据工程特点、电气设备使用基本条件，通过节能降耗、技术经济综合分析，确定电气设计方案和主要设备的型式、技术参数及能效指标。5.1.2电气节能设计可采取以下技术措施：1采用低损耗变压器。2采用高效电动机。3采用高效风机和水泵。4采用变速调节。5改善功率因数。6绿色照明。5.1.3仪表与控制系统节能设计内容应包括主辅工艺系统和主辅设备节能设计提出的有关仪表检测与控制要求内容。5.1.4仪控与信息系统节能设计宜包括电厂机组及辅助系统/设备的在线性能监视、节能优化控制、节能信息管理。5.2信息5.2.1火力发电厂信息系统节能设计宜包括对性能数据、技术经济数据、能源计量数据的管理。5.2.2火力发电厂节能设计中，信息系统功能设置应包括：1应满足火力发电厂上级主管单位、调度部门、监管部门的技术经济指标数据交换要求。2应设置厂级性能计算与分析功能。3宜设置燃料管理功能。4宜设置机组节能运行优化指导功能。5.2.3信息系统硬件设备节能选型设计应符合以下规定：1应在满足安全和功能需求前提下选择低能耗、环保的设备产品。2应采用先进、可靠的计算机技术对服务器和存储进行优化配置与整合。【条文说明】5.2.32减少服务器数量、降低信息中心机房能耗。5.3仪表与控制5.3.1在火力发电厂节能设计中，与在线性能计算功能相关的检测与仪表可按下列要求设置：1可对性能试验要求的测点设置远传检测仪表2可对性能计算功能要求隔离的进出系统的流量设置远传检测仪表。3当条件成熟时，可将相关离线参数设置在线测量并远传。【条文说明】5.3.1本条是针对《大中型火力发电厂设计技术规定》中应设置反映主设备及工艺系统经济运行参数的检测仪表，及根据仪表用途、形式和重要性选择仪表准确度等有关条款提出的具体要求，目的是满足并进一步提高机组在线性能计算功能指标的准确度。如对空气预热器每个烟道出口应分别布置烟气温度和氧量测点，对环境参数的测量应包括当地大气压力、温度、湿度。1如电站锅炉性能试验规程GB10184，汽轮机热力性能试验验收规程GB8117等。3如目前锅炉反平衡效率计算需要离线输入数据，包括入炉燃料发热量、工业分析和元素分析，飞灰及炉渣可燃物含量，烟气成分等。5.3.2性能计算相关的检测与仪表测点位置布置及安装方式应满足以下要求：1测点位置应尽量靠近所在设备的出口、入口处或系统的边界处。2温度测点应靠近确定焓值所相应的压力测点，并选择在管（烟）道或通道横截面上速度与温度分布均匀的部位。对于大尺寸管（烟）道宜采用多点测量。3压力测量的取压孔应尽可能布置在远离任何扰动的直管段上。压力测量仪表宜采用压力变送器。4流量测量应满足GB2624，测量装置宜优先选用节流压损小的产品型式。5.3.3可根据机组燃用燃料情况选择和设置锅炉系统检测装置或系统：1对于燃用多种燃料的锅炉可设置在燃煤质在线检测功能。2对于燃用易结焦、结灰燃料的锅炉可设置炉膛烟温检测功能。5.3.4热工控制系统的节能优化控制设计宜符合以下规定：1宜在模拟量控制系统中设置系统及设备运行优化试验数据的在线组态功能。2可采用预测、自适应等控制算法实现系统运行参数在经历外部扰动、工况调整时快速稳定。【条文说明】5.3.41机组投入运后，设备或系统性能偏离设计值时需经过局部或整体优化试验来重新整定相关参数的设定值或曲线，包括一次风量、一次风压、风箱炉膛差压、二次风量、总风量、氧量、汽温、汽压及主蒸汽定/滑压曲线等。2采用先进控制策略及算法缩短机组控制参数的动态过度时间，减小对系统状态的扰动、实现系统热力学意义节能。5.3.5系统优化功能设置应符合以下规定：1应选用经应用实践证明效益明显、有可定量化考核指标、服务良好的系统优化功能。2系统优化功能的设置应与火力发电厂自动化水平、测控设备性能以及预期的电厂管理运行水平相适应。3通用优化功能可在代表性机组上成功应用后，按火力发电厂上级主管单位要求部署于类似条件的新建或改建项目。4可按业主方要求预留设置必要的测量和设备安装位置。5.4电气设备及系统5.4.1发电机容量选择应与汽轮机的参数相匹配。5.4.2应选择高效率、低损耗型的变压器。对于主变压器、高压厂用变压器、低压厂用变压器，应选用S9系列及以上型号的。5.4.3主变压器选型应符合下列规定：1与容量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，宜采用三相变压器；2与容量为1000MW级机组单元连接的主变压器，应综合运输和制造条件，采用单相或三相变压器。3其它变压器均应采用三相变压器（大容量机组的励磁变压器除外）。5.4.4应根据变压器的容量和数量对变压器各相负载进行合理调整。【条文说明】5.2.4对变压器各相负载进行合理调整可使变压器运行在经济运行区内，最大限度地降低变压器的电能损耗。5.4.5在满足短路电流水平的情况下，应采用低阻抗变压器。5.4.6厂用电配电装置宜靠近厂用电负荷中心布置。【条文说明】5.2.6可节省电缆，减少供电损耗。5.4.7辅助车间厂用配电装置的位置和供电方式应考虑减少线路损耗。5.4.8应根据被驱动装置的特性和用途配置电动机，并应符合以下规定：1异步电动机应采用Y型系列及以上高效节能电动机。2电动机的功率因数应大于0.85。3在技术经济合理时，低压厂用电系统的电动机可采用低压永磁式交流接触器。4高压电动机调速方式应根据工艺设备负载特性，经技术经济比较后确定。5对需要连续或经常调节风量或水量的风机和泵类电动机，宜采用变频调速装置。6低压电动机调速应采用鼠笼型电动机配交-直-交变频器驱动方案。5.4.9应根据所驱动设备的负载特性选择变频调速方式，部分工艺设备负载特性应符合表5.4.9的规定。表5.4.9部分工艺设备负载特性表专业主要设备负载特性变频调节方式热机凝结水泵及三大风机风机、泵类负载通过调速方式来调节减少风量、流量，不应使负载超工频运行。水工循环水泵、生活给水泵、补给水泵、复用水泵风机、泵类负载水工直接空冷系统风机风机、泵类负载运煤叶轮给煤机、振动给煤机恒转矩负载任何转速下转矩保持恒定或基本恒定。在低速下转矩足够大，并有足够的过载能力。除灰刮板捞渣机、干式排渣机恒转矩负载渣浆泵风机、泵类负载通过调速方式来调节减少风量、流量，不应使负载超工频运行。化水超滤系统给水泵、反渗透高压泵、加药装置计量泵及除盐水泵风机、泵类负载5.4.10根据工艺要求和运行方式，在技术经济比较合理时，可选用双速电动机。【条文说明】5.2.10例如：循环水泵、锅炉风机等运行时间长、能耗大的用电设备。5.4.11在保证除尘效率和满足排放标准的前提下，应合理配置静电除尘器的电场数量，宜采用间歇脉冲供电技术和成熟的智能控制策略。当技术经济比较合理时，可选用低损耗、高效率的节能型高频电源电除尘器。5.4.12应优化电缆敷设路径，减少线路损耗。5.4.13当条件具备时，火力发电厂的灰场用电、厂区道路照明用电可采用风能、太阳能等新能源供电。5.5照明系统5.5.1光源的选择应符合以下规定：1高度较低房间宜采用细管径直管形荧光灯、紧凑型荧光灯或发光二极管。2高度较高的工业厂房应按照生产使用要求，采用金属卤化物灯、高压钠灯或无极荧光灯。3道路照明和户外照明应选用高压钠灯、金属卤化物灯、荧光灯，也可选发光二极管或无极荧光灯。4一般照明场所不宜采用卤素灯、荧光高压汞灯，不应采用自镇流荧光高压汞灯。5除对电磁干扰有严格要求，且其它光源无法满足的特殊场所外，室内外照明不应采用普通照明白炽灯。【条文说明】5.5.1本条是选择光源的一般原则。 1在高度较低的房间，如控制室、办公室、会议室、走廊、楼梯间等场所，细管径（≤26mm）直管型荧光灯因光效高、寿命长、显色性好，应能代替粗管径（>26mm）直管型荧光灯光；发光二极管和紧凑型荧光灯相比白炽灯和卤素灯具有光效高、寿命长的特点，用于控制室和办公楼节能效果好。2高大的工业厂房应采用金属卤化物灯或高压钠灯。金属卤化物灯具有光效高、寿命长等优点，因而等到普遍应用，而高压钠灯光效更高，寿命更长，价格较低，但其显色性差，可用于辨色要求不高的场所。在换光源困难的场所也可采用无极荧光灯。4卤素灯发热量大，且相对光效低、寿命短，荧光高压汞灯光效较低，寿命也不长，显色指数也不高，故不宜采用。自镇流荧光高压汞灯光效更低，故不应采用。5根据“中国逐步淘汰白炽灯路线图”，2014年10月15.5.2在满足眩光限制和配光要求的条件下，灯具的效率应符合下列规定：双端荧光灯灯具的效率不应低于表5.5.2-1的规定。表5.5.2-1双端荧光灯灯具的效率灯具出光口形式开敞式保护罩（玻璃或塑料）格栅透明磨砂、棱镜灯具效率75%65%55%65%紧凑型荧光灯、小功率金属卤化物灯筒灯灯具的效率不应低于表5.5.2-2的规定。表5.5.2-2紧凑型荧光灯、小功率金属卤化物灯筒灯灯具的效率灯具出光口形式开敞式保护罩格栅灯具效率55%50%45%高强度气体放电灯灯具的效率不应低于表5.5.2-3的规定。表5.5.2-3高强度气体放电灯灯具的效率灯具出光口形式开敞式格栅或透光罩灯具效率75%60%发光二极管筒灯的效能不应低于表5.5.2-4的规定。表5.5.2-4发光二极管筒灯的效能(Ra≥80)色温2700K3000K4000K灯具出光口形式格栅保护罩格栅保护罩格栅保护罩灯具效能(lm/W)556060656570发光二极管灯盘的效能不应低于表5.5.2-5的规定。表5.5.2-5发光二极管灯盘的效能(Ra≥80)色温2700K3000K4000K灯具出光口形式格栅保护罩开敞式格栅保护罩开敞式格栅保护罩开敞式灯具效能(lm/W)556060656570【条文说明】5.5.2本条规定了荧光灯灯具、高强度气体放电灯和发光二极管灯灯具的最低效率或效能值，以利于节能。5.5.3镇流器的选择应符合以下