76)火力发电厂设计技术规程DL_5000—2000.doc

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1、火力发电厂设计技术规程火力发电厂设计技术规程 DLDL 5000500020002000 3 总 则3.0.1 为了在电力建设中贯彻国家的基本建设方针，体现国家的经济政策和技术政策，统一和明确建设标准，保证新建、扩建的火力发电厂（以下简称发电厂）安全可靠、经济适用、符合国情和满足可持续发展要求，以合理的投资获得最佳的经济效益和社会效益，特制定本规程。3.0.2 发电厂的规划和设计，应树立全局观念，满足市场需求，依靠技术进步，认真勘测、精心设计，不断总结经验，积极慎重地推广国内外先进技术，因地制宜地采用成熟的新材料、新设备、新工艺、新布置、新结构，从实际出发，努力提高机械化、自动化水平，减人增效

2、，保护环境，为提高发电厂的可靠性、经济性、劳动生产率和文明生产水平，为节约能源、节约用地、节约用水、节约材料，为确保质量、控制造价、文明施工和缩短工期创造条件。同时，应考虑未来全国电力系统联网、全国范围内的资源优化配置和网厂分开、竞价上网的电力市场要求。3.0.3 发电厂的设计，必须按国家规定的基本建设程序进行。设计文件应按规定的内容和深度完成批准手续。3.0.4 对成套引进设备和直接利用外资的工程，其建设标准应参照本规程，并应考虑国际通用标准和供货方所在国的标准。3.0.5 新建或扩建的燃煤发电厂的设计和校核煤种及其分析数值是设计的基本依据，它们将影响设备和系统的选择、工程造价、发电厂的安全

3、生产和经济运行，主管部门和项目法人对此应充分重视，进行必要的调查研究后，合理确定，使其能代表长期实际燃用煤种。燃煤发电厂锅炉点火与低负荷助燃用的油或可燃气应有可靠的来源。燃烧低热值煤（低质原煤、洗中煤、褐煤等）的凝汽式发电厂宜建在燃料产地附近；有条件时，应建矿口发电厂。矿口发电厂所在的煤矿区应有足够的可采储量和可靠的开采量，其规模应能连续供应发电厂规划容量所需燃煤 30 年及以上。对运煤距离较远（超过 1000km）的发电厂，宜采用热值高于 21.0MJ/kg 的动力煤。对位于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区的发电厂，应满足环境保护对煤种硫分含量，硫氧化物排放浓度、排放量及总量控制的要求。无烟煤

4、或易结焦煤种，宜集中供某些发电厂燃用，并应采取保证锅炉安全运行的相应措施。3.0.6 在扩建和改建发电厂的设计中，应结合原有总平面布置、原有生产系统的设备布置、原有建筑结构和运行管理经验等方面的特点，全面考虑，统一协调。3.0.7 发电厂的机组容量应根据系统规划容量、负荷增长速度和电网结构等因素进行选择。应选用高效率的大容量机组，但最大机组容量不宜超过系统总容量的 10。3.0.8 发电厂机组的调峰性能，特别是不投油最低稳燃负荷等指标应满足电力系统运行的需要，各有关辅助设备的选择和系统设计也应满足相应的要求。3.0.9 发电厂的机组台数不宜超过六台，机组容量等级不宜超过两种。同容量机、炉宜采用

5、同一型式或改进型式，其配套设备的型式也宜一致。新建发电厂宜根据负荷需要和资金落实情况，按规划容量一次建成或分两期建成。大型发电厂宜多台大容量、高效率的同型机组一次设计、连续建成。3.0.10 当有一定数量、稳定的供热需要，且供热距离与技术经济条件合理时，发电厂应优先考虑采用热电联产。3.0.11 发电厂的建厂地点、规划容量、本期建设规模和建设期限、选用的机组容量、联网方式、燃料来源和品种、投资控制指标等，应以经过批准的可行性研究报告书作为依据。在设计过程中，若因具体条件发生变化，必须改变原有规定时，应及时报请原审批单位重新审定。3.0.12 在确保安全发电和技术经济合理的前提下，当条件合适时，

6、 发电厂可与邻近的工业企业或其他单位协作，联合建设部分工程设施。3.0.13 在发电厂设计中，应按规划容量作好统一安排，以满足各阶段，特别是初期投入运转时运行和检修的需要。当分期建设时，每期工程的设计，原则上只包括该期工程必须建设的部分。对分期施工有困难的或不合理的项目，可根据具体情况按规划容量一次建成。3.0.14 在发电厂的设计中，必须遵守中华人民共和国电力法、中华人民共和国建筑法、中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国大气污染防治法、中华人民共和国海洋环境保护法、中华人民共和国水污染防治法、中华人民共和国环境噪声污染防治法、中华人民共和国劳动法等有关法令和规定。要采取切实措施，减轻发电

7、厂排出的废气、废水、灰渣、噪声和排水对环境的影响。各项有害物的排放必须符合环境保护以及劳动安全与工业卫生的有关规定。防治污染的工程设施必须和主体工程同时设计、同时施工、同时投产。当地方能落实灰渣综合利用条件时，在发电厂设计中应创造条件予以配合。3.0.15 发电厂的抗震设计必须贯彻预防为主的方针，对于按规定需要设防的发电厂，其工艺和土建设计必须按照有关抗震设计规范的要求，采取有效的抗震和减少震害的措施。3.0.16 在发电厂设计中，应对所需要的主设备、主要辅助设备和系统进行整体协调，提出技术要求，并根据同类设备的技术性能、可靠性、供货条件、价格以及制造厂的业绩和技术服务质量择优选用。在条件合适

8、时，应优先选用标准系列产品和节能产品。3.0.17 在发电厂设计中，应积极采用最新的参考设计、典型设计，以及先进的设计方法和手段，以提高设计质量和控制工程造价，并结合工程特点不断有所创新。3.0.18 在发电厂设计中，除应执行本规程的规定外，还应符合现行的有关国家标准和行业标准的规定。11 水处理设备及系统11.1 原 水 预 处理11.1.1 对原水水源的要求和选择，应满足下列要求：1 发电厂应有合适、可靠的原水水源，应取得足够的近年原水水质全分析资料，并分析水源水质的变化趋势。设计单位应对所取得的原水水质全分析资料进行分析验证，并提出关于设计水质资料和校核水质资料的推荐意见。当有几个不同的

9、水源可供采用时，应经技术经济比较后选定。2 对选定的水源，其水质若有季节性恶化的情况时，经过技术经济比较后，可设备用水源；如短时间含盐量或含沙量过大时，可根据其变化规律增设蓄水池（库），并应考虑采取防止水质二次污染的措施。11.1.2 原水预处理系统应在综合考虑全厂水务管理设计的基础上， 通过优化确定合理方案。原水预处理方式应满足下列要求：1 对泥沙含量过大的水源，应考虑设置降低泥沙含量的预沉淀设施。2 以地表水作水源时，应根据原水中不同的悬浮物等杂质的含量，分别采用接触混凝、过滤或混凝、澄清、过滤的预处理方式。3 以地下水作水源时，若原水中含有沙或含有较多的胶体硅，并经计算确认锅炉蒸汽质量不

10、能满足要求时，应采取相应措施。4 原水中有机物含量较高时，可采用氯化、混凝、澄清、过滤处理。经上述处理仍不能满足下一级设备进水要求时，可同时采用活性炭、吸附树脂或其他方法去除有机物。5 原水经预处理后，清水浊度以及游离氯和有机物含量应满足后续水处理工艺的要求。6 当原水的碳酸盐硬度较高时，可采用石灰预处理方式。11.1.3 澄清器（池）不宜少于 2 台。若仅在短期内悬浮物含量高且只用于季节性处理时，也可只设 1 台澄清器(池)，但应设旁路及接触混凝设施。过滤器（池）的台数（格数）不应少于 2 台（格）。11.2 锅炉补给水处理11.2.1 锅炉补给水处理系统，包括预除盐系统，应根据原水水质、给

11、水及炉水的质量标准、补给水率、排污率、设备和药品的供应条件以及环境保护的要求等因素，经技术经济比较确定。11.2.2 凝汽式发电厂锅炉正常排污率不宜超过 1%；供热式发电厂锅炉正常排污率不宜超过 2%。11.2.3 水处理系统的出力，应根据发电厂正常水汽损失量，并考虑机组启动或事故而增加的水处理设备出力，经必要的校核后确定。发电厂各项正常水汽损失量及考虑机组启动或事故而需增加的水处理系统出力，按表 11.2.3 计算表 11.2.3 发电厂各项水汽损失序号 损失类别 正常损失 考虑机组启动或事故而增加的水处理系统出力（按 4 台机组计）1 厂内水汽循环损失 300MW 以上机组 为锅炉最大连续

12、蒸发量的 1.5% 为全厂最大一台锅炉最大连续蒸发量的 6%125MW200MW 机组 为锅炉最大连续蒸发量的 2.0% 2 对外供汽损失 根据资料 3 发电厂其他用水、用汽损失 根据资料 4 汽包锅炉排污损失 根据计算，但不少于 0.3% 5 闭式辅机冷却系统损失 冷却水量的 0.5% 6 闭式热水网损失 热水网水量的 1%2%或根据资料 热水网水量的 1%2%，但与正常损失之和不少于 20t/h7 厂外其他用水量 根据资料 注1 锅炉正常排污率按表中 1、2、3 项正常损失量计算。2 发电厂其他用汽、用水及闭式热水网补充水，应经技术经济比较，确定合适的供汽方式和补充水处理方式。3 采用除盐

13、水作空冷机组的循环冷却水时，应考虑由于系统泄漏所需的补水量。11.2.4 当原水溶解固形物为 500mg/L700mg/L 时，应进行系统技术经济比较确定是否采用反渗透等预除盐装置；当原水溶解固形物大于 700mg/L 时，可采用反渗透等预除盐装置。11.2.5 除盐设备按下列原则选择：1 一级离子交换器每种型式不应少于 2 台。正常再生次数可按每台每昼夜 12 次考虑，根据工程情况优化确定。2 对凝汽式发电厂，不设再生备用离子交换器时，可由除盐水箱积累贮存再生时的备用水量；对供热式发电厂，可设置足够容量的除盐水箱贮存再生时的备用水量或设置再生备用离子交换器。3 当有一套（台）设备检修时，其余

14、设备应能满足全厂正常补水的要求。4 当采用反渗透等预除盐装置时，水处理系统出力除应满足全厂正常补给水量外，同时还应满足在7d 内贮存满全部除盐水箱的要求。11.2.6 除盐水箱的容量应满足工艺和调节的需要。1 除盐水箱的总有效容积应能配合水处理设备出力，满足最大一台锅炉酸洗或机组启动用水需要，宜不小于最大一台锅炉 2h 的最大连续蒸发量；对供热式发电厂，也宜不小于 1h 的正常补给水量。2 当离子交换器不设再生备用设备时，除盐水箱还应考虑再生停运期间所需的备用水量。3 对凝汽式发电厂，水处理系统在综合考虑除盐水箱容积、系统出力，除盐水箱布置、除盐水泵连接方式、控制方式的基础上，宜按照两班制方式

15、运行。11.2.7 除盐水泵的容量及水处理室至主厂房的补给水管道，应按能同时输送最大一台机组的启动补给水量或锅炉化学清洗用水量和其余机组的正常补给水量之和选择。当补给水管道总数为 2 条及以上时，任何一条管道停运，其余管道应能满足输送全部机组正常补给水量的需要。11.3 汽轮机组的凝结水精处理11.3.1 汽轮机组的凝结水精处理系统，可采用启动期间的除铁(或除硅)处理或连续的离子交换处理方式，其系统配置应按锅炉型式及参数、冷却水质和凝汽器材质等因素确定。1 由直流锅炉供汽的汽轮机组，全部凝结水应进行精处理，必要时，还可设供机组启动用的除铁设施。2 由亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机组，可结合凝汽器材

16、质的选择进行综合技术经济比较，确定采用除铁、除硅处理系统或离子交换处理系统。3 由高压汽包锅炉和超高压汽包锅炉供汽的汽轮机组，如果启停频繁，宜综合考虑机组启动排水量、停炉保护措施、凝汽器材质及运行管理水平等因素，进行技术经济比较，确定是否采用供机组启动用的凝结水除铁设施。4 当采用带混合式凝汽器的间接空冷系统时，对汽轮机组的凝结水，应全容量地进行精处理，还宜设置供机组启动时专用的除铁设施。5 直接空冷机组的凝结水宜采用除铁及除二氧化碳处理。11.3.2 亚临界及以上参数的汽轮机组的凝结水精处理宜采用中压系统。11.3.3 凝结水精处理系统中的过滤器和离子交换器，按下列原则确定：1 当过滤器只作

17、为机组启动除铁用时，应不设备用。2 300MW 亚临界机组的凝结水精处理体外再生离子交换器可不设备用。3 600MW 亚临界机组的凝结水精处理，当同时设有除铁设施时，体外再生离子交换器可不设备用。11.3.4 对凝结水精处理系统中的体外再生装置，当布置条件允许时，应两台机组合用一套。11.4 生产回水处理当热力用户能提供回水时，应根据回水量及水质情况，经技术经济比较确定是否回收回水及是否设置回水的处理设施。11.5 凝结水、给水、炉水校正处理及热力系统水汽取样11.5.1 凝结水、给水、炉水的校正处理，应按机炉型式、参数及水化学工况设置相应的加药设施。11.5.2 有凝结水精处理系统的 300

18、MW 及以上的机组，如配直流锅炉，当条件允许时，给水宜采用中性加氧处理或加氧、加氨联合处理。11.5.3 对不同参数机组的热力系统，应设置相应的水汽集中取样装置及监测仪表， 取样分析的信号应能作为相关系统控制的输入信号。此时，可不设现场水汽控制试验室。11.5.4 位于主厂房内的凝结水、给水、炉水校正处理设备及热力系统水汽取样分析设备宜与凝结水精处理等系统相对集中布置，并实行集中控制和数据管理。11.6 循环冷却水处理11.6.1 当冷却水系统和凝汽器内有生物生长、腐蚀或结垢的可能时，应经技术经济比较和试验论证，采取相应的防止措施。11.6.2 循环冷却水系统的浓缩倍率和排污率应根据全厂水量、

19、水质平衡，并考虑凝汽器材质，通过试验并经技术经济比较确定，必要时选用加硫酸，加防腐剂、阻垢剂，补充水软化处理、循环冷却水旁流处理和上述方法的联合处理等方式防腐与防垢。1 缺水地区的电厂，循环冷却水补充水宜采用石灰处理或弱酸性离子交换处理去除碳酸盐硬度。补充水处理率应根据电厂水量平衡等情况优化确定。2 对于循环冷却水系统，当浓缩倍率较高时，应综合考虑环境空气含尘量、补给水悬浮物含量等因素，经技术经济比较合理时，可采用循环冷却水旁流过滤处理。11.6.3 循环冷却水防生物污染处理可采用加氯或投加其他防生物污染剂处理。1 如需加氯时，可采用电解（食盐水或海水）制次氯酸钠装置或真空加氯机。2 加氯计量

20、应根据试验确定，在达到防生物污染效果的同时，应使排放口的残余氯浓度满足排放标准要求。11.6.4 对空冷机组的循环冷却水，应按系统要求设置加药设施。11.7 药品仓库化学水处理药品仓库的大小，应根据药品消耗量，供应和运输条件等因素确定。药品仓库内，应采取相应的防腐措施和通风设施，并有必要的装卸、输送等机械设施。11.8 防 腐对水处理系统中接触侵蚀性介质及对出水质量有影响的设备、阀门和管道，在其接触介质的表面上均应涂衬合适的防腐层或用耐腐蚀材料制作。条文说明:11 水处理设备及系统11.1 原 水 预 处 理11.1.1 原水水质是设计的重要依据，鉴于近年来工程设计中常有资料不全或不确切的问题

21、，特别提出设计单位对业主提供的原水资料有分析验证的责任。设计单位提出的设计水质资料和校核水质资料的推荐意见需经业主认可方可确定。当选定的水源水质由于季节性恶化，其水质超过一般的混凝、澄清预处理及离子交换除盐的适用范围时，为了投产后机组安全运行，可另设备用水源：对有规律性的短时间水源水质恶化，有条件时可考虑设蓄水池（库），以避开在水质恶化期间内取水，从而可简化预处理工艺。11.1.2 锅炉补给水处理的预处理设计应与水工专业配合，尽量避免重复设置。根据电厂的水源条件，锅炉补给水处理的预处理可为全厂供水系统的一部分，也可根据需要单独处理。近年来水源污染问题较普遍，特别是有机物污染，已经影响到原有水处

22、理系统的安全、经济运行，出现热力系统炉水 pH 值降低、离子交换树脂污染等问题。因此，本条对去除有机物提出要求。11.2 锅炉补给水处理11.2.1 锅炉补给水处理需要消耗化学药品，并有废水排放，在选择处理方案时，应重视环境保护的有关条款要求。在本规程适用的范围内，锅炉补给水均按除盐水设计，因此删除有关软化水的内容。11.2.2 在本规程适用的范围内，锅炉补给水均按除盐水设计。11.2.3 根据规程适用范围和锅炉补充水率专题调研报告结论进行修改。11.2.4 由于水处理技术的发展，离子交换除盐已不再是唯一的除盐方式。根据目前国内的实际情况，当原水溶解固形物在 500mg/L700mg/L 时，

23、应进行技术经济比较确定是否采用反渗透等预除盐系统；当原水溶解固形物大于 700mg/L 时，可采用反渗透等预除盐系统。这一分界值将随酸、碱和膜组件价格的变化及时进行调整。11.2.5 增加与反渗透等水处理方式有关的内容。根据反渗透装置连续运行和单位造价较高的特点，其出力设计与离子交换器有所不同，但也不考虑检修备用。反渗透设计裕量宜不大于 50%；反渗透预除盐后连接混床或一级除盐加混床系统，应根据工程的具体水质资料进行综合技术经济比较后确定。11.2.6 对凝汽式发电厂，锅炉补给水量比较稳定。为提高电厂综合管理水平，锅炉补给水处理车间宜考虑后夜不值班，实行两班制运行。可考虑如下几方面：1 除盐水

24、箱有效容积还应满足两班制运行时机组正常运行的补给水量。2 除盐水箱、除盐水泵入口母管、锅炉补给水系统出水母管均宜采用并联方式。3 除盐水泵相互连锁外，除盐水箱的液位信号、除盐水泵的运行信号应同时送到机控室 DCS 上。11.3 汽轮机组的凝结水精处理本节主要根据凝结水精处理专题调研报告结论进行修改。11.3.3 根据电建1995420 号文精神和 600MW 参考设计审定方案修改。11.4 生产回水处理11.4.1 供热式电厂热力用户的回水数量和质量均不稳定，因此，要综合考虑多种因素进行经济比较后确定。11.5 凝结水、给水、炉水校正处理及热力系统水汽取样11.5.2 根据凝结水精处理专题调研

25、报告结论，直流炉机组的给水加氧处理是近年来逐步成熟的先进技术，可以明显降低锅炉腐蚀、结垢速率。11.5.3 水汽取样分析由人工为主已逐步转变为以在线仪表检测为主，因此现场的水汽控制试验室可不必设置。水汽取样分析的信号用于加药系统及凝结水精处理系统的控制，可以避免重复的仪表设置，并且便于水质控制的自动化。11.5.4 与热控专业协调后，现有控制技术水平可以做到化学各系统的相对集中控制，从而达到减人增效的目的。11.6 循环冷却水处理11.6.2、11.6.3 提出成熟的循环水处理技术，并结合节水与环保要求提出循环水处理基本原则。经验及研究表明，循环冷却水的悬浮物含量对凝汽器铜管及辅机冷却器铜管的腐蚀与结垢有一定的影响。较高的悬浮物含量可促使冲击腐蚀，并影响加药的效果。此外，悬浮物在铜管内的沉积可导致铜管的沉积物下腐蚀，还有可能在冷却塔填料中沉积影响冷却效率。因此增加循环冷却水旁流过滤处理的内容。11.7 药品仓库11.7 药品仓库的大小与药品的消耗量、运距、包装、供应和运输条件有关。随着我国市场经济的逐步完善，药品货源充足、交通方便的电厂，宜适当减少药品的贮存天数，可按 7d 左右考虑；在欠发达的地区及交通不便的电厂，药品的贮存天数一般不少于 15d。药品采用铁路运输时，应满足贮存一节车辆容积加 10d 的药品消耗量。