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.doc

本页为作品封面，下载后可以自由编辑删除，欢迎下载！ 精 品文档1【精品word文档、可以自由编辑！】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2013189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，推进设备国产化，控制工程造价，提高投资效益，根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。第二条 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，应结合工程实际情况，根据本标准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按照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矛盾，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,满足功能需要。（二）重点突出。突出反映节能减排、保护环境，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。在安全可靠、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，减少系统和设备裕度，合理控制建设标准，突出提高投资收益的目的。（五）注重特色。结合集团公司多年建设经验，积极推广应用新技术，支持技术和设备国产化，建设具有大唐特色的火电厂。第二章 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，通过采用新技术、新工艺和设计优化，严格控制厂区、厂前建筑区以及施工区用地面积。第六条 电厂用地范围应根据规划容量，本期工程建设规模及施工需要确定，统筹规划，分期征用，一般情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控制，满足电力工程项目建设用地指标（建标201278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；一般情况下，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均匀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用阶梯形挡土墙布置方式，还是采用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，以减少排烟道的长度。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，避免重复建设。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，电厂燃料运输采用铁路、公路或皮带等方式经技术经济比选后确定。第二十条 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、煤炭的公路、铁路运输、工程投资与收益（包括征地拆迁费用）等进行详细、实事求是的经济技术论证；对海边、江边电厂的填海造地采用开山填海或吹沙填海应经技术经济比选后确定，应注意避免开山、破堤、居民区拆迁及公路、防洪设施的改造等。第二十一条 对改扩建工程、“上大压小”工程注意征地、拆迁、施工对既有机组运行的影响。第二十二条 当铁路接轨需采用疏解立交方案时，应对铁路建设投资方案进行全面分析和测算。第四章 机组选型第二十三条 机组参数（一）蒸汽参数：一般情况下宜采用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.a28MPa.a，600/600610(较为稳妥)， 采用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17.75 MPa.a，540/540。（二） 单机容量（TRL）。在条件具备情况下，机组额定功率选择原则如下：1. 300MW级机组：尽可能选择330MW350MW机组；2. 600MW级机组：尽可能选择660MW670MW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。第二十四条 机组选型（一）机组类型、容量与参数的选取应根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、地区市场电负荷情况、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，根据气候条件、工程特点及技术经济比较后确定采用直接或间接空冷系统；在城市中水（或煤矿疏干水等）能够满足需要时，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，推荐选择超临界350MW机组或亚临界300MW机组；以工业热负荷为主，推荐选择背压机组（含抽背机组）； 4. 1000MW机组采用塔式锅炉或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。具体项目采用那种方式，需要根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情况下，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。根据煤种选择炉型：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，现阶段不宜采用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）受电网结构限制或需要的区域，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。一般情况，300MW级机组仅作为供热机组，当供热负荷超过二台300MW级机组供热能力时，经技术经济比较合理时，可考虑采用600MW级机组作为供热机组。（四）锅炉宜优先采用煤粉炉。对于300MW600MW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35年内存在足够的采暖或制冷用热需求时，主机设备采购时应考虑从中、低压缸抽气加热热水的能力，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情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，特别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化。在目前情况下，空冷机组THA设计背压宜为1113kpa.a左右，TRL背压宜为2528kpa.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，以减少和优化抽汽。第二十五条 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：具体工程条件有变化时，应根据工程实际情况进行调整。注3：供热项目供热工况下的供电煤耗应根据供热比单独进行核算。第五章 主厂房布置第二十六条 主厂房布置是采用前煤仓三列式或四列式布置，还是采用侧煤仓布置方案，初步设计阶段应根据工程场地、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，提出推荐意见。300MW及以下机组、地震烈度8度及以上地区不宜采用侧煤仓布置方案。第二十七条 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致，达到充分利用前期资源的目的。第二十八条 主厂房布置应优化平面标高。第二十九条 新建电厂汽轮发电机采用纵向布置时主厂房控制尺寸如下：（一）2300MW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）2600MW等级机组1. 汽机房跨度27-32米，运转层标高13.7-15.0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）21000MW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，应根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，应尽量采用一套输煤系统为四台锅炉(或以上)供煤，减少工程投资；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，避免不必要的交叉。第三十一条 卸煤装置（一）铁路来煤应优先采用翻车机卸煤方案。对于不经过国家铁路干线运输，并且燃料运距不远的电厂，当火车车辆采用底开门时，宜采用单线铁路缝式煤槽卸煤装置；有特殊要求时可采用双线铁路缝式煤槽卸煤装置。（二）当采用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根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用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，可考虑采用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，宜优先采用带式输送机(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，可采用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，不宜采用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用露天煤场，根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，可采用球形煤场、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安全性，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，电厂应尽量减少煤场甚至取消煤场。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、煤质复杂、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）在非严寒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12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可靠性，设计煤种和校核煤种的选择应充分反映煤源特点，并严格按照国家标准商品煤样采取方法(GB 475)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）锅炉应采用低氮燃烧方式,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化范围内的适应性。（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，并应采取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，第一年漏风率宜控制值在5%以内；（四）炉膛四周炉墙应设有一定数量的看火孔，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。对燃用严重结渣性煤的锅炉，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堆积状况为止。（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）制粉系统应根据煤种的煤质特性、可能变化范围、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（IT700），宜采用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（IT800），宜采用双拱燃烧方式，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IT900），宜配半直吹式热风送粉制粉系统；3. 对于中等着火煤（IT=700800），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IT750）而结渣性较严重煤种，可以考虑采用双拱燃烧方式；4. 外在水分Mf19%的褐煤，可采用中速磨煤机常规燃烧方式；外在水分Mf19%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Mar40%的褐煤，宜选用带乏气分离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意的运行效果，其关键因素除炉膛设施（如炉膛形状、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）磨煤机选型应根据煤种特性、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可靠性、降低NOX排放等因素，经技术经济比较确定。1. 磨煤机一般情况下宜选中速磨。对于磨损性在较强(Ke5)以下、挥发分（Vdaf）15%，着火温度（IT）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（Mar40%）的褐煤宜采用风扇磨煤机；2. 当制粉系统的干燥能力满足要求并经论证合理时，可以采用中速磨煤机；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. 一般情况下制粉系统分离器以选择静态分离器为主，当煤粉细度要求R9010%、或均匀性指数大于1.2时，可选择旋转分离器，特殊情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）对于来煤复杂、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，应根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用国内产品，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，内衬普通钢板；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）除石子煤系统宜采用活动石子煤斗、叉车或电瓶车外运的简易机械方式。采用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台离心式带变频调节方式的一次风机；300MW等级CFB锅炉、600MW及以上机组，一次风机宜采用动叶可调轴流式风机。（二）对于300MW及以上机组，送风机宜采用动叶可调轴流式风机；引风机宜采用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，引风机可以考虑采用变频调速技术。是否采用汽泵驱动技术，需进行专题经济技术论证。（四）当锅炉、磨煤机等设备制造厂提供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安全性，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。对于承担工业热负荷或带采暖热负荷的供热机组，需认真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，特别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，应根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，宜优先采用布袋除尘器；不设置旁路。2. 布袋除尘器的形式应选用低压脉冲行喷吹或低压旋转喷吹式，不应选用大气反吹布袋除尘器；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。若采用静电除尘器时，电场数不应少于5个电场，比集尘面积不宜低于100 m2/（m3/s），其电源宜采用高频电源；4. 除尘器的灰斗料位计宜选择进口产品，其他部件原则选用国内产品。（八）对于“湿烟囱”，为避免过高烟速导致排烟内筒酸性凝液膜向下流动状态的破坏，并防止溅出的酸液污染周围环境，按BRL工况计算的烟速通常不宜超过18m/s20m/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。为避免出现烟雨下洗，当一座烟囱接入多台锅炉时，应控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，禁用普通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使用检验的新产品。（十）当锅炉排烟采用烟塔合一设计时，宜采用两炉一塔方案，即一座水塔作为排烟塔，另一座为普通冷却塔。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）在保证锅炉安全的前提下，宜优先采用等离子、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）采用等离子点火时，燃油系统尽量简化设计。2600MW及以上燃煤机组设置2300m3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、可暂时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用低压（1.27MPa）锅炉，系统应力求简单，其配套辅机不设备用。（三）对于扩建电厂，宜采用原有机组的辅助蒸汽作为启动汽源，不设启动锅炉。（四）根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用燃煤炉，其他情况下应采用油炉。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用风冷式机械除渣系统。如采用水冷式机械除渣系统，需进行专题论证。（二）采用风冷式机械除渣系统时，根据工程具体条件，可采用风冷式排渣机、碎渣机、斗式提升机输送至渣仓的系统，也可采用单级或两级风冷式排渣机直接输送至渣仓的系统。（三）如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输送至渣仓的系统。（四）循环流化床锅炉(CFB)底渣排放宜采用连续排放方式。底渣排放应经过底渣冷却器冷却后排出。底渣输送一般采用机械或气力输送两种方式，设计时应根据底渣特性（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，宜优先采用机械输送系统。（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用进口材料。（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，应按照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情况下的灰渣量时，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200m时，宜采用正压单管气力除灰系统；2. 当输送管线长度为200600m时，可采用正压单管气力除灰系统；3. 当输送管线长度为200600m时，且输送物料的堆积比重大于0.8t/m3时，宜采用正压管中管气力除灰系统；4. 当输送管线长度为6001800m时，应采用管中管气力除灰系统。（三）空气及气力除灰管道材料宜采用碳素钢管，弯头宜采用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直管段均采用耐磨陶瓷管。（四）气力除灰系统阀门选型：进料阀、排气阀宜采用目前较为普遍使用的圆顶阀或耐磨硬质合金平移阀；出料阀、管路切换阀宜采用双插板阀。（五）气力除灰灰库的数量应根据锅炉容量、场地条件、运行可靠性和维护方便等综合确定。对于海滨电厂可根据实际情况再增设码头灰库，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）气力除灰工程采用国产设备。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）若锅炉排渣采用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用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、东北和华北部分严寒地区（多年最冷月平均温度低于10）外，除尘器零米层、贮灰库顶层、贮渣仓等不设封闭结构。第九章 烟气脱硫系统第四十四条 烟气脱硫工艺宜采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。如采用其他工艺，需进行严格的技术经济论证。第四十五条 采用循环流化床锅炉(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 吸收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吸收剂制浆系统；（二）脱硫吸收剂在电厂内自行制备时，宜采用湿法制备系统；（三）脱硫吸收剂耗量较大，经技术经济比较，也可设置干法石灰石制备系统；（四）采用石灰石湿式（干式）磨制浆（粉）时，全厂宜统筹考虑公用吸收剂制备系统的设置。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用简单的储存间堆放方式，在受到场地条件限制时，可采用石膏仓贮存方式，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，并将所有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 脱硫系统控制应与机组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 烟气脱硝可采用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、扩建工程宜采用SCR技术。对于无烟煤及“W”型火焰锅炉，单独采用SCR技术不能达标排放的，可采用SNCR+SCR联合脱硝技术。第五十二条 综合考虑安全、环保、经济等多方面因素，根据当地安监部门和环保部门批复意见，结合当地产品供应情况和运输条件，选择液氨、氨水或尿素作为脱硝还原剂。液氨供应方便的地区，一般情况下，宜优先采用液氨；当地政府安全、环保等部门有特殊要求，或采购、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，设计工况宜采用锅炉最大连续工况(BMCR)下的烟气量，NOx和烟尘浓度为设计值时的烟气参数；校核工况宜采用锅炉经济运行工况(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”型火焰炉且采用燃油点火的机组，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用2+1层催化剂布置，原则上宜小于1200Pa，对于采用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、波纹板式或其它形式，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）采用液氨作为还原剂时，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，并尽量控制液氨储罐的数量。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，且处于避雷设施的保护范围内。还原剂区地坪宜低于周围道路标高；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周围设置保护围栏。液氨万向充装系统周围应设置防撞桩；（四）液氨储罐区宜设环形消防道路，场地困难时，可设尽头式道路，但应设回转场地，并符合GB 50229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，遮阳棚的结构应避免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。氨区控制室和配电间出入口不得朝向装置区。（八）当采用氨水作为还原剂时，氨水蒸发器布置在还原剂区。氨输送用管道应符合GB/T 20801有关规定，所有可能与氨接触的设备、管道、管件、阀门等部件均应严格禁铜，宜采用不锈钢制造；（九）当采用尿素作为还原剂时，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。所有与尿素溶液接触的设备、管道和其他部件宜采用不锈钢制造。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 脱硝系统控制应与机组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. TVWO1.05TMCR；2. BMCR1.03TMCR；3. BMCRTVWO。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）因使用快冷装置对机组寿命有一定影响，一般情况下，600MW及以上的汽轮机不推荐采用快冷装置。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/T53662006）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选取；其他管道的设计参数按火力发电厂汽水管道应力计算技术规程（DL/T53662006）执行。（二）在满足布置条件下，四大管道尽可能采用弯管方案代替弯头以减少管道阻力。一般情况下，超临界参数机组再热系统压降控制在8%左右，超超临界机组再热系统压降控制在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、容量和控制水平，应根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，应设置高低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3040%BMCR考虑。对1000MW超超临界机组，根据主设备特点，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，一般采用40%BMCR二级串联简化旁路。采用高压缸启动的空冷机组，在主机条件允许的条件下，宜采用一级大旁路。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250%容量汽动给水泵+30%左右容量启动定速电动给水泵方案，或1100%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机组可采用卧式或立式加热器；600MW机组宜采用卧式高压加热器；1000MW超超临界高压加热器可采用单列（单台100容量）高加或双列（两台50容量）高加，根据加热器设备价格、设备可靠性、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，高加进口采用三通阀，高加出口宜采用隔离闸阀。（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提供润滑油，润滑油箱和油泵采用集中布置。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用两位阀，应采用具有快开功能的调节阀。第六十六条 凝结水系统及设备（一）凝汽式机组宜装设2台100%容量凝结水泵和1套变频装置。（二）凝汽、采暖两用机组宜装设3台50%容量凝结水泵，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，不能直接回至除氧器。（四）对除氧器