中国华电集团公司火电工程设计导则

机密

中国华电集团公司

火力发电工程设计导则

(A版)

印 数 页 数 编 号

200 68

册 页

中 国 华 电 集 团 公 司

2005年7月 北京

目 录

1、范围 ............................................................. 1 2、总则 ............................................................. 1 3、厂址选择 ......................................................... 3 4、总体规划 ......................................................... 7 5、主厂房布置 ...................................................... 10 6、运煤系统 ........................................................ 12 7、锅炉设备及系统 .................................................. 16 8、除灰渣系统 ...................................................... 18 9、汽轮机设备及系统 ................................................ 21 10、水处理设备及系统 ............................................... 23 11、热工自动化 ..................................................... 27 12、电气设备及系统 ................................................. 29 13、水工设施及系统 ................................................. 35 14、辅助及附属设施 ................................................. 41 15、建筑与结构 ..................................................... 42 16、采暖通风和空气调节 ............................................. 48 17、环境保护 ....................................................... 51 18、消防 ........................................................... 58 19、工程投资及经济评价 ............................................. 60

火力发电工程设计导则

1 范 围

1.1 本导则适用于中国华电集团公司（以下简称：集团公司）(含分支机构)及其全资、控股子公司所属的火力发电工程。

1.2 本导则作为企业的指导性标准，如与国家的强制性标准相矛盾，应按国家标准执行。

1.3 本导则适用于汽轮发电机组容量为300MW～600MW级机组的凝汽式及供热火力发电厂设计。其它机组可参照使用。

1.4 本导则适用于新建或扩建火电厂的设计，改建工程的设计也可参照使用。

1.5 本导则中未涉及的内容仍按照国家和行业有关标准执行。

2 总 则

2.1 为了贯彻集团公司提出的“安全高效、经济适用、有保有压、区别对待”电力建设基本方针和控制工程造价的一系列措施，积极推广先进、成熟、可靠的设计技术，注重节煤、节水、节电、节地和控制非生产性设施的规模和标准，统一和明确建设标准，以合理的投资，获得最佳的企业经济效益和社会效益，特制定本导则。

2.2 发电厂的设计，必须按国家最新规定的核准制程序进行。设计文件应按规定的内容和深度完成批准手续。对于扩建电厂，其建设规模在电厂的规划容量范围内且外部建厂条件变化不大的扩建工程，可直接进入可行性研究阶段。

程序：初可----初可审查----可研阶段（含其它六个报告）----可研阶段报告审查----核准报告----核准批复----初步设计----施工图----竣工图。

2.3 新建或扩建的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，影响设备和系统选择、工程造价、发电厂的安全生产和经济运行，项目法人应充分重视，进行必要的调查研究，合理确定煤质，使其能代表长期实际燃用煤种。

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设计及校核煤质资料应经华电集团燃料主管部门审核后批准实施。并以正式文件的形式下达。

2.4 发电厂的机组台数不宜超过八台，机组容量等级原则上不宜超过两种。 2.5 新建发电厂应根据电力市场的需求及建厂条件按规划容量一次建成或分期建成。

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，应以经过批准的项目申请报告作为依据。在设计过程中，若因具体条件变化，必须改变原有方案或审查意见时，应及时报请集团公司审定。

2.6 煤电一体化设计总则

煤电一体化，即煤矿开采建设、煤炭运输、电厂建设、电厂运营、资源分配统一考虑。

充分考虑煤、电、路联营坑口电站的特点，最大限度做好统一规划： (1) 优先使用煤矿疏干水做为电厂水源，不足部分利用其它水源。 (2) 电厂原则上不设专用灰场。永久灰场利用煤矿废矿坑；初期灰场优先使用煤田排土场。

(3) 当煤矿产量与电厂耗煤量相匹配时，且距离≤5km，宜采用皮带输送；﹥5km，应经过技术经济比较后确定其运输方式。

(4) 煤矿用水、用电、采暖用热以及生活污水处理、通讯设施等由电厂统一解决。

(5) 煤矿生产相关的辅助设施应统一规划。 2.7 机组类型选择准则

机组参数、类型的选取，应根据国家能源产业的相关规定，结合地区市场煤价通过全面技术经济比较后确定。一般可按下列原则选取：

沿海电厂------超临界或超超临界600MW级及以上。 坑口电站------亚临界或超临界600MW级及以上。 其它地区------超临界或超超临界600MW级及以上。

大、中城市供热机组，宜采用300MW等级机组；中、小城市根据热负荷情况，可采用300MW以下的供热机组。

对于电网容量不大的地区，也可采用亚临界300MW等级机组。

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对水资源匮乏地区，原则上采用空冷机组，对于有充足中水水源的电厂，也可采用湿冷机组。

2.8 在发电厂设计中，应积极采用示范电厂的优化成果、典型设计和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创新。

2.9 在电厂规划设计中，应贯彻《中国华电集团公司劳动定员标准》，在厂区建筑布局、控制系统和设备选型等方面应体现提高人员效率，降低人工成本的要求。

3 厂 址 选 择

3.1 初步可行性研究阶段应提出二个以上厂址进行比选后进入可研阶段，可研阶段确定一个推荐厂址进入初步设计阶段。

3.2 发电厂的厂址选择，应根据中长期电力规划、燃料来源、运输条件、地区自然条件、环境保护要求和建设计划等因素全面考虑。

3.3 选择发电厂厂址时，应研究电网结构、电力和热力负荷、燃料供应、水源、交通、燃料及大件设备的运输、环境保护要求、灰渣处理，出线走廊、地质、地震、地形、水文、气象、占地拆迁、施工以及周围工矿企业对电厂的影响等条件，拟订初步方案，通过全面的技术经济比较和经济效益分析，提出论证和评价。

3.4 发电厂的厂址选择要贯彻国家节约用地的基本国策，充分考虑厂址所在区域的土地资源、水资源、生态环境资源的条件，电厂建设应节约用地，尽量利用非可耕地和劣地；节约用水，尽量不破坏原有森林、植被；减少土石方量，减少已有设施的拆迁，减少人口搬移等。

3.5 发电厂的选址和建设必须贯彻建设社会主义和谐社会的精神，从全局出发，正确处理相邻城镇、工矿企业、农业、国防和人民生活等各方面的关系，具体应注意以下几方面:

3.5.1 除以热定电的热电厂外，不应在大中城市的建成区及规划区新建燃煤电厂。

3.5.2 发电厂的厂址宜选择在城镇或居民区常年最小频率风向的上风侧，减少空气污染。

3.5.3 发电厂的厂址选择必须满足环保的要求。

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3.5.4 选择发电厂厂址时，应统筹考虑灰场位置，灰场宜选择在城镇、生活区、电厂常年最小频率风向的上风侧，尽量避免灰场对城镇、居民区的环境污染，为总体规划的合理性创造条件。

3.5.5 确定发电厂厂址时，应取得国家、省部级有关部门同意或认可的文件，主要有：国土资源部授权的土地主管部门同意厂址用地的文件；省、市规划主管部门同意厂址选择的文件；环境保护行政主管部门出具的环境影响评价文件的审批意见；水利行政主管部门对水土保持方案的批复意见；相应电网主管单位同意并网的意见；国家地震局或委托省地震主管部门出具的地震安全性评价审批文件。此外，对于燃料和水源供应、铁路运输及接轨、公路和码头建设、供热管网走廊等也应具有相应的同意性文件。若厂址附近有机场、军事设施、矿产资源或文物古迹，则除应考虑它们对厂址的影响外，还应取得相关主管部门同意或认可的文件。

3.6 在初步可行性研究阶段，当有多个推荐的厂址时，应对各厂址的外部建厂条件进行技术经济比较，宜落实到投资，从而对厂址建设顺序和规模提出意见。

3.7 在选定厂址时，应对建设规模和建成期限提出意见，并对装机容量提出建议。

3.8 厂址场地标高应考虑与发电厂等级相对应的防洪标准(见表3-1)。 表3-1 发电厂的等级和防洪标准

发电厂等级 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 规划容量（MW） ＞2400 400～2400 ＜400 防洪标准(重现期) ≥100、200年1）一遇的高水(潮)位 ≥100 年一遇的高水(潮)位 ≥50年一遇的高水(潮)位 1) 对于风暴潮严重地区的特大型的海滨发电厂取200年。 如低于上述标高时，厂区必须有防洪围堤或其他可靠的防洪设施： 对位于海滨的发电厂，其防洪堤(或防浪堤)的堤顶标高应按表3-1防洪标准(重现期)的要求加重现期为50年累积频率1%的浪爬高和0.5m的安全超高确定。

对位于江、河、湖旁的发电厂，其防洪堤的堤顶标高应高于频率为1%的高水位0.5m；在具有一定的安全距离及可靠的排水措施的前提下，可以考虑越浪；当

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受风、浪、潮影响较大时，尚应再加重现期为50年的浪爬高。防洪堤的设计尚应征得当地水利部门的同意。

在有内涝的地区建厂时，防涝围堤堤顶标高应按百年一遇的设计内涝水位(当难以确定时可采用历史最高内涝水位)加0.5m的安全超高确定。当有排涝设施时，则按设计内涝水位加0.5m的安全超高确定。

对位于山区的发电厂，应考虑防、排山洪的措施，防排设施应按频率为1％的山洪设计。

围堤或防、排洪措施宜在初期工程中按规划规模一次建成。

3.9 应对厂址及其周围区域的地质情况进行调查和勘探，制定勘测技术方案，进行合理的勘测工作，提供勘测报告。在规划选厂阶段，应以充分收集分析已有资料和现场踏勘调查为主，必要时进行少量勘探工作，了解厂址区域地质资料和厂址地质地貌概况，对拟选厂址的区域稳定性作出评价；在工程选厂阶段，还应根据厂址场地的复杂程度和工程要求，有针对性地选用工程地质测绘、勘探、原位测试和室内试验等手段，确定影响厂址稳定性的工程地质条件和了解主要岩土工程问题，对厂址场地的稳定性和工程地质条件作出评价。

3.10 发电厂厂址的地震基本烈度必须按国家颁布的现行《中国地震烈度区划图》和《中华人民共和国防震减灾法》确定。根据电力工程的具体条件对下列新建工程应进行烈度复核或地震安全性评价：

(1) 位于地震烈度区分界线附近的发电厂应进行烈度复核。

(2) 位于地震研究程度和资料详细程度较差的边远地区，且规划容量600MW及以上的发电厂，应进行烈度复核。

(3) 位于地震基本烈度大于或等于7度地区，且规划容量大于2400MW的发电厂，应进行烈度复核或地震安全性评价。

(4) 位于地震基本烈度为9度地区，且规划容量600MW及以上的发电厂，应进行烈度复核或地震安全性评价。

(5) 对于地震地质条件特别复杂的重要发电厂，应进行烈度复核或地震安全性评价。

当需要提供地震水平加速度值时，可按下列规定取值：

6度时取0.05g；7度时取0.10g；8度时取0.20g；9度时取0.40g。 3.11 发电厂厂址严禁选在滑坡、岩溶发育程度高的地区或发震断裂地带以

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及9度以上地震区；机组容量为300MW及以上或全厂规划容量为1200MW及以上的发电厂不宜建在9度地区。

厂址应避让重点保护的自然和人文遗址，也不宜设在有重要开采价值的矿藏上或矿藏采空区上。

山区发电厂的厂址，宜选在较平坦的坡地或丘陵地上，应注意不破坏自然地势，避开有危岩、滚石和泥石流的地段。

3.12 选择发电厂厂址时，其供水水源必须落实可靠，并应考虑水利、水电规划对水源变化的影响，且应编制综合技术经济比较的专题报告。

当采用江、河水作为供水水源时，其取水口位置必须选择在河床全年均稳定的地段，且应避免泥沙、草木、冰凌、漂流杂物、排水回流等影响，必要时应进行模型试验。

3.13 在靠近煤源且其他建厂条件良好而水资源匮乏的地区，可考虑采用空冷式冷却系统。

3.14 对燃料采用铁路运输的发电厂，应考虑发电厂的铁路专用线便于同国家铁路线或其他工业企业的专用线相连接，其连接距离宜短捷，并应避免建造大型桥梁、隧道或与国家铁路干线交叉，且铁路设计院应对接轨点、中间站及轨道路线充分优化后确定，必要时编制专题报告，原则上电厂只负责电厂接轨站的改造及电厂铁路专用线的建设，由此引发的其他车站及线路的改造费用则不应由电厂负责；对燃料采用水路运输的发电厂，应根据船舶的吨位和泊位，在厂址范围内或其附近选择航道和岸滩稳定、水流平缓、水域开阔、水深适当、淤积量小、地质良好的地段作为码头的位置；对燃料采用公路运输的发电厂，宜利用现有的公路条件；对距燃料产地较近的发电厂，应考虑采用长胶带输送机或汽车运煤的可能性。

3.15 选择燃煤发电厂厂址时，必须选择合适的贮灰场。贮灰场应不占或少占农田，不应占用江河、湖泊的蓄洪、排洪区，并满足环境保护的有关要求。

贮灰场的总容量应能存放按规划容量计算二十年左右的灰渣量。贮灰场应分期分块建设。贮灰场初期征地宜根据当地灰渣综合利用条件来确定，对于综合利用较差的地区，初期征地宜能存放按本期容量及设计煤种计算5-8年左右的灰渣量；综合利用较好地区，初期征地宜能存放按本期容量及设计煤种计算3-5年左右的灰渣量；综合利用条件好的地区（如华东地区等），原则上只设备用灰场，初

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期征地宜能存放按本期容量及设计煤种计算1年的灰渣量。

3.16 选择厂址时，应按发电厂规划容量的要求，充分考虑接入系统的出线条件。

3.17 厂址宜优先选择在环境容量较大，排放条件较好的地区。

3.18 选择发电厂厂址时，应注意发电厂与其他工业企业所排出的废气、废水、废渣的相互影响。

3.19 选择发电厂厂址时，其供水水源必须落实可靠，并应考虑水利、水电规划对水源变化的影响。对于直流供水的发电厂厂址，应考虑进排水对水域航运、环境、生态和城市生活用水等的影响。

3.20 对于直接空冷机组，尤其在厂址用地受的情况下，应将夏季风频作为厂址选择的重要影响因素予以考虑。

3.21 对于异地扩建厂，应充分考虑老厂现有设施的再利用，并宜与邻近企业协作，减少附属、辅助建构筑物的建设投资。

3.22 对于海滨电厂，应优先考虑将煤码头与电厂贴建的可能性。 3.23 在厂址选择时，对于外部建厂条件好、区域电力需求量大的厂址，应充分利用厂址资源，考虑在突破规划容量时，应有再扩建的用地条件。

3.24 在电力需求度大，区域发展前景好的地区，对连续建设或建设间隔3～5年的项目，经集团公司批准后，其用地可一次征用。

4 总 体 规 划

4.1 发电厂的总体规划是一项系统工程，应根据发电厂的生产、施工和生活需要，结合厂址及其附近地区的自然条件，对厂区、施工区、施工生活区、水源地、供排水设施、污水处理设施、灰管线、贮灰场、灰渣综合利用、交通运输、出线走廊、供热管网等，立足近期，考虑远景，统筹规划。

4.2 发电厂的总体规划，应贯彻节约用地的原则，通过优化，控制全厂生产、非生产和施工用地的面积。

4.2.1 扩建工程尽可能依托老厂减少辅助生产设施：如燃油设施、起动用汽、输煤设施、生活设施、检修用设备和制氢站等。

4.2.2 强调实用，杜绝“气派”：电厂建筑首先是工业建筑，崇尚简洁实用

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有效，不追求豪华气派，不设厂前区，但同时贯彻以人为本、方便于人、服务于人的思路。

4.2.3 加强施工管理、结合当地特点减少施工用地。根据施工机械化水平的提高、施工管理的现代化的特点，同时对施工生产用地等采取一地多用、合理交叉等多项措施，尽量减少施工用地。

4.2.4 按照集团公司定员标准，严格控制行政管理、公共福利建筑及其它辅助建筑物面积。

4.2.5 进行合理的功能分区

在厂区总平面规划时，应根据电厂工艺流程及建构筑物的功能性质等将厂区划分为若干个功能分区，各功能分区尽可能地采用联合、多层、成组布置，以减少全厂建筑物数量，少占地。

主要功能分区：主厂房区、配电装置区、冷却水塔区、燃煤设施区、脱硫设施区、化学水处理区、工业废水处理区、行政管理和公共福利建筑等。

4.2.6 采用联合建筑

贯彻示范电厂的设计成果，尽可能采用联合、合并、成组、毗连等布置手法，减少厂区特别是厂前辅助及非生产建筑物项目，既节省用地又方便人员活动，还能兼顾美观。具体原则如：取消厂前区，将电厂行政管理和公共福利设施合并为一栋综合楼布置；除灰用空压机房与除灰除尘控制楼合为一建筑物；工业、生活、消防水泵房合并为综合泵房；工业废水、雨水及生活污水泵房宜合并为排水泵房；材料库、材料棚库、特种材料库及检修间宜成组布置；化学实验楼靠近主厂房时，生产办公楼等也可与化学实验楼合并；宜设置输煤综合楼将运煤系统运行值班室、检修间、配电间、控制室、入厂煤制样间和浴室等集中布置等。但最终组合方案应通过方案比较来确定。

4.2.7 充分利用地形、地质条件布置建、构筑物

根据厂区地形、地质条件的特征，对建筑物的排列和厂区围墙不强求规整，尽量使设计等高线沿自然地形等高线布置，将主厂房、烟囱、水塔等大体量建构筑物布置在地质条件好的地段。厂区自然地形坡度在3%及以上时，应首先考虑阶梯式布置，或阶梯式、平坡式相结合的布置方案，因地制宜，节约用地，节省投资。

4.2.8 采用架空综合管廊

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发电厂各种管线除自流管线(雨水、污水)、消防供水及生产生活供水外，其余管线(如电缆、暖气管、制冷管、蒸汽管、除灰管、压缩空气管等)宜架空敷设。但对于寒冷地区未采取防冻措施的非连续运行的管线，宜采用地下布置。

管架宜采用钢筋混凝土结构，对桁架部分、有特殊要求或施工较困难的地段可采用钢结构。

4.3 办公楼与主厂房间原则上不设天桥。

4.4 化学试验楼同化学水处理站毗邻布置，集中布置水、煤、油试验室。条件允许，可以将环保试验室布置该试验楼内。入厂煤磨碎、制样等设备布置在输煤综合楼内。

4.5 对多台机组的脱硫公用设施，应统一规划，同时应考虑预留脱硝的条件。 4.6 对于电厂铁路专用线、脱硫岛等附属工程设计，作为主体设计单位应负责设计接口衔接与协调，做好归口工作。

4.7 以4台机组为一单元，平原地区300MW、600MW机组的新建电厂，达到规划容量时用地面积可参照如下范围执行：

单位容量用地面积m/kW 4×300MW 二次循环冷却系统 直流冷却系统 直接空冷系统 0.35～0.43 0.27～0.34 0.30～0.38 4×600MW 二次循环冷却系统 直流冷却系统 直接空冷系统 0.25～0.35 0.22～0.31 0.24～0.33 60～84 52.8～74.4 57.6～79.2 42～51.6 32.4～40.8 36～45.6 2用地面积 hm 2其它 4.8 厂区土石方宜挖填平衡，若填挖方量差别较大时，应选择合理的弃土场或取土场。厂区土石方量平衡，宜分期、分区考虑厂区挖填方量的平衡，后期工程土石方不宜在前期工程中一起施工，但应考虑后期开挖对前期工程生产运行的影响。

厂区土石方工程量综合平衡，除场地平整土石方量外，还应考虑建、构筑物基坑、露天煤场及锅炉炉后设施区地坪处理、地下沟管道、排水明沟、铁路、道

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路路基的土石方回填余方和基础换填土石方工程量。

在不设大堤或围堤的厂区，主厂房区域的室外地坪设计标高应高于设计高水位0.5m。

5 主厂房布置

5.1 一般规定

5.1.1 发电厂主厂房布置应适应生产工艺要求，并做到：设备布局和空间利用合理、管线连接短捷、检查通道和检修场地布置恰当、为电厂的安全运行、检修维护、控制造价创造条件。

5.1.2 主厂房布置应根据总体规划要求，考虑扩建条件。

5.1.3 主厂房布置形式，根据工程具体条件，可采用不同形式的主厂房布置方案，不局限于四列式顺序布置。其主要尺寸不宜超过同类机组主厂房参考设计的尺寸，工程量不宜超过同类机组参考工程量的限额指标,具体工程应进一步优化。

5.1.4 主厂房柱距，一般宜采用相同柱距。为优化布置，降低造价，也可局部采用不等柱距。

5.1.5 集中控制室，宜至少两台机组合用一个，布置在两炉之间。300MW机组，取消控制楼；600MW机组，减少控制楼体积，尽量不设控制楼。

5.1.6 热控设备采用局部物理分散布置。

5.1.7 主厂房6kV或10kV厂用配电装置及PC动力中心布置在汽机房内。 5.1.8 本导则是按钢筋混凝土结构考虑主厂房布置，其有关尺寸多为控制性尺寸，具体工程中，可根据工程实际情况进行优化调整。

5.1.9 600MW机组汽机房A列柱中心至锅炉烟囱中心尺寸，考虑预留脱硝装置之后，宜控制在195～200m之内（脱硫装置布置在锅炉尾部烟囱之后）。

5.2 锅炉房布置

5.2.1 在非严寒地区，锅炉宜采用露天或半露天布置，在严寒地区宜采用紧身罩封闭。

5.2.2 电除尘器一般采用露天布置。除尘器灰斗应有防结露措施。严寒地区电除尘器顶部及灰斗宜设简易封闭。

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5.2.3 在非严寒地区，吸风机、送风机、一次风机宜采用露天布置。露天布置的辅机，其电动机及其相应仪表宜采用全封闭形式。

5.3 煤仓间布置

5.3.1 煤仓间给煤机层标高，应由磨煤机型式及其检修所需空间决定，该层标高尽可能与锅炉运转层标高一致，以方便运行。

600MW机组给煤机层标高宜为17m，300MW机组给煤机层标高宜为12.5m。 5.3.2 煤仓间跨度，应由磨煤机型式及其检修所需空间、输煤皮带及煤斗的布置决定。

600MW机组煤仓间跨度为12.5m(MPS型磨煤机)或11.5m(HP型磨煤机)。 当采用双进双出磨煤机横向布置时，宜将煤仓间跨度和炉前通道综合考虑磨煤机的布置（磨煤机一端的落煤口位于炉前通道跨内），这样可以大大减少煤仓间的体积，届时煤仓间的跨度为14m,炉前通道距离为9m。

5.4 汽机房布置

5.4.1 600MW和300MW的湿冷、空冷机组均宜采用纵向顺列布置。300MW湿冷机组在通过技术经济比较后，也可采用横向布置。

汽机房运转层，采用大平台布置形式。

600MW(湿冷、空冷)机组运转层平台标高为13.7m。2×600MW汽机房长度≤171.5m(10m×17+1.5m)，采用中速磨时柱距为10m。

300MW(湿冷、空冷)机组运转层平台标高为12.6m。2×300MW汽机房长度≤154.5m(9m×17+1.5m)，采用中速磨时柱距为9m。

两台机之间应有一个柱距的零米检修场地。

5.4.2 对600MW湿冷机组，若汽机房跨度为30.6m。汽动给水泵布置在运转层平台，位于主机与B列柱之间。

对300MW湿冷机组，若汽机房跨度为27.00m。汽动给水泵布置在运转层平台，位于主机与B列柱之间。

对300MW湿冷机组采用电动主给水泵和立式高低压加热器时，取消除氧间，除氧器布置在汽机房运转层平台上，汽机房跨度为30.00m。

5.4.3 对600MW空冷机组，采用电动主给水泵时推荐汽机房跨度为27 m；

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对300MW空冷机组，采用电动主给水泵时推荐汽机房跨度为24m。

5.4.4 汽机房和除氧间原则上不设零米地下沟道(循环水管坑除外)。闭式冷却水供、回水母管等均采用架空布置，必须布置在零米以下的管道(无压放水母管等)采用地下直埋敷设。

5.4.5 闭式冷却水换热器在炎热、严寒地区均宜布置在室内，以避免日晒和冰冻的影响。

5.5 除氧间布置

5.5.1 600MW机组除氧间跨度为10.5m。300MW 机组除氧间跨度为9m。 5.5.2 对于600MW和300MW湿冷机组，零米层均布置启动备用电动给水泵和汽动泵的前置泵等。

除氧间零米层靠B列柱侧应有不小于3m的纵向通道，设备四周应有适宜的巡回、检修路径。

5.5.3 对于600MW和300MW空冷机组，零米层均布置电动主给水泵和启动备用电动给水泵等。

5.5.4 对于600MW湿冷机组，为保持启动备用电动给水泵的检修空间高度，中间层的标高宜为6.9m。

5.5.5 除氧器给水箱的布置高度，应保证汽轮机甩负荷瞬态工况下，给水泵或其前置泵进口不发生汽化。除氧器高位布置时，600MW机组除氧器层标高一般为26.0m以内。300MW机组除氧器层标高一般为21.50m以内。根据工程情况，除氧器也可以低位布置在运转层上。

6 运 煤 系 统

6.1 一般规定

6.1.1 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。 6.1.2 运煤系统属于发电厂的公用设施，不能象主机一样逐台扩建，因此，在初期方案规划时就应该根据本期的建设容量和电厂的最终容量，并结合厂内外的边界条件，在保证实现系统功能和安全可靠的前提下认真考虑系统的建设规模，使设计方案具有较高的经济性、灵活性和适应能力。若机组台数较多、煤的热值较高，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，以减少

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工程投资。

6.1.3 对于高挥发份煤的自燃问题应采用预防为主的方针，防治结合的方法，选择合理的运行方式和适当的设备配置，为预防和治理煤的自燃提供便利的条件及有效的手段。

6.1.4 厂内运煤工艺系统应尽量简捷，避免不必要的交叉。 6.2 卸煤系统

6.2.1 由于卸煤系统的故障不直接影响向锅炉供煤的安全，因此卸煤系统的设备备用裕度可低于上煤系统。在来煤条件好的电厂，卸煤系统可考虑不设备用，但应有应急设施。

6.2.2 对采用铁路底开车来煤、缝式煤槽卸煤的电厂，当铁路调车方式允许时，尽量采用单线缝式煤槽，以降低工程造价。煤槽的排空能力除满足系统要求外，还应考虑与煤槽的缓冲容量和底开车卸煤时间的匹配，保证车辆在允许的停留时间内卸完。

6.2.3 电厂采用汽车运煤时，运煤车型及吨位范围应根据当地社会运力与公路运输条件等具体情况通过调研确定。首选大吨位自卸车，以降低电厂汽车卸煤设施造价，改善电厂卸煤条件。

采用自卸车的缝式煤槽每个车位卸煤能力

额定载质量 （t） 7～10 12～15 17～20 24～32 车位卸煤能力 （10t/a） ≥15 ≥18～20 ≥22～25 ≥30～35 4参考车牌号 黄河、东风、移山 、东风、红岩 红岩、斯太尔、工环 工环、大力、青专 6.2.4 自卸式底开车卸煤装置选择原则：

a. 不经国家铁路干线，且运距在100km内（当有类似条件的先例或经过调研和技术经济比较后，运距可适当放宽）；

b. 非严寒地区或来煤的水分较低，不会导致冻结； c. 严寒地区，但煤矿可以在冬季提供松散的冻煤。

（当a、b或a、c同时满足时，应首选自卸式底开车卸煤装置）

6.2.5 采用翻车机卸煤的电厂，当工程分期建设，且规划容量时的全厂耗煤量符合《大火规》关于设置两台翻车机的条件时，可采用翻车机室一次建成，设

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备分期安装的方法。对适合选用双车翻车机的电厂，当铁路和场地条件允许时，宜优先选用通过式翻车机调车系统。

6.2.6 推荐的两台”C”型单车翻车机室地上部分布置尺寸：

跨度：27m；柱距：5×6m；起重机行走轨道轨顶至铁路轨顶距离：9.50m。配电间、控制室等宜紧靠进车端布置，跨度27m，柱距1×8m。地面层中部可设置为夹轮器、摘钩台的液压站；二层设置控制室，采用外飘式落地窗，保证操作人员的视野开阔；三层设置配电间；四层可作为除尘器间。

6.2.7 对采用翻车机卸煤的电厂，当来煤品质有保证时，不宜设清箅破碎机。对寒冷地区可能有大块冻煤的情况下，可设置清箅破碎机。

6.3 储煤系统

6.3.1 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站与电厂贮煤设施的建设，当煤矿有条件满足《大火规》中有关贮煤场容量的条款时，电厂应尽量减少煤场甚至取消煤场。当电厂内需要设置煤场时，存煤量下限以3天为宜。

6.3.2 在距离城市较近的供热电厂，应优先采用露天煤场，并在四周设置消风防护网罩，满足环保要求。当有特殊要求，需设置筒仓时，其设置应遵守《大火规》的有关条款。当系统中采用筒仓作为储存、混煤或缓冲设施时，应在设计文件中强调说明筒仓的存煤时间，以防发生煤在筒仓中自燃或形成板结。筒仓的存煤时间可根据煤种、煤质及工程的具体情况等因素确定，一般煤种不超过15天，对于褐煤及高挥发份易自燃的煤种不超过7天。筒仓的排煤出口尽量采用能使筒仓内煤位整体下降的设备，防止筒仓内因煤位不均匀而形成棚煤、堵煤等现象。筒仓应按《大火规》的要求设置必要的安全监测报警系统，但不可采用向仓内喷水降温。

6.3.3 干煤棚的设置应根据煤的物理特性、当地气候条件、制粉系统和煤场设备的形式等条件慎重考虑。无特殊原因尽量不设干煤棚。

6.4 筛碎设施

6.4.1 由于循环流化床锅炉对燃料粒度的要求较小，当系统中一级破碎不能满足要求时，应设置两级破碎。

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6.4.2 对环锤式破碎机事故状态下的动扰力值，建议由设备制造商提供，一般情况下按打碎一个锤头时的重心偏离量计算。

6.5 输送系统

6.5.1 当条件允许时，厂内输送系统应具有从卸煤装置直通煤仓间的功能，避免所有来煤必须经过煤场二次转运。

6.5.2 在南方和北方部分非寒冷地区，当气象条件及环保条件允许时，带式输送机可采用露天布置或半露天布置，当采用露天布置时应设置防雨罩。

6.6 辅助设施

6.6.1 入炉煤采制样装置：对双路系统宜设置一套装置，配双采样头。 6.6.2 给煤设备：若没有适当的理由和需要，不推荐采用进口给煤机。 6.6.3 煤仓间配煤设备：若没有适当的理由和需要，不推荐采用卸料小车。 6.6.4 检修设备：应根据新的电厂运行省去不必要的检修车间及检修设备。 6.7 运煤车间辅助建筑

6.7.1 由于新建大型电厂运煤系统定员少，输煤综合楼的设置与否以及其功能和面积应根据具体情况认真研究确定。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。

a. 办公室面积(包括主任办公室、资料室等)：宜不大于40m2。 b. 运行值班室（包括值班休息室、学习和会议室等）：宜不大于80m2。 c. 浴室面积（包括更衣室、卫生间）：宜不大于50m2。

d. 输煤程控室和配电间宜做上下层布置，其面积和层高根据电气一、二次专业提出的具体要求确定。

e. 检修维护间：应根据全厂情况统一安排，减小或不单独设置运煤系统检修维护间。

6.7.2 在非严寒地区，可不设专用的推煤机库，但应设推煤机露天停放场地和检修库。

6.8 煤尘防治

6.8.1 煤场水喷林装置的喷洒面积应能覆盖整个煤堆。

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6.8.2 煤场是否设置封闭煤棚或抑尘挡风墙，应根据环评审查报告的要求确定。

7 锅炉设备及系统

7.1 锅炉设备

7.1.1 锅炉应优先采用煤粉炉。对于300MW及以下机组，当燃用高硫劣质煤或煤矸石时，可选择循环流化床锅炉。

7.1.2 锅炉与汽轮机容量匹配原则

7.1.2.1 锅炉最大连续蒸发量应与汽轮机调节阀门全开时的进汽量相匹配。

7.1.2.2 机组汽轮机调节阀门全开的进汽量宜不大于汽轮机最大连续出力时进汽量的105%,但不应小于103%。

7.1.3 大容量机组锅炉一般应采用三分仓回转式空气预热器。300MW等级锅炉每台炉可配1-2台空预器；600MW等级及以上锅炉宜每台炉配2台空预器。

7.1.4 锅炉应预留装设脱氮装置布置空间和条件。 7.2 煤粉制备

7.2.1 制粉系统型式应根据电厂设计和校核煤质特性、负荷性质、磨煤机使用条件、并结合锅炉炉膛结构和燃烧器结构形式等因素综合确定。对于大容量机组，煤种适宜时，宜优先选用中速磨煤机直吹式制粉系统。

7.2.1.1 燃用冲刷磨损指数Ke<5.0的烟煤、挥发份Vdaf≥15%的贫煤及外在水份Mf≤18%的硬质褐煤时，都宜选用中速磨煤机正压直吹式制粉系统。

7.2.1.2 燃用无烟煤、低挥发份贫煤或磨损性很强的煤种时，宜选用双进双出钢球磨煤机正压直吹式制粉系统。300MW等级锅炉也可采用常规钢球磨煤机中间储仓式制粉系统。

7.2.1.3 燃用高水份、磨损性不强Ke<1.5的褐煤时，当锅炉配风不能满足中速磨干燥要求时，可选用风扇式磨煤机直吹式制粉系统。

7.2.2 直吹式制粉系统的磨煤机台数的选择: 采用中速磨煤机时，300MW机组装设的磨煤机一般为5台；600MW机组宜为6台，其中1台备用。褐煤锅炉磨

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煤机台数应根据磨煤机试磨情况优化选择；采用双进双出钢球磨煤机时，300MW机组宜装设3台磨煤机，600MW机组宜为6台，不设备用磨煤机。

7.2.3 直吹式制粉系统的一次风机宜优先采用冷一次风机。

600MW等级及以上机组一次风机宜采用动叶可调轴流式风机；300MW机组一次风机宜采用高效离心式（后弯叶片）风机，也可采用动叶可调轴流式风机。

7.2.4 中速磨煤机和双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统的密封风机（如需），宜按集中供风的增压风机设置，每台炉宜设2台，其中1台备用。

7.3 烟风系统

7.3.1 大容量锅炉送风机宜采用2×50%容量的动叶可调轴流式风机。 7.3.2 300MW等级机组锅炉引风机宜采用2×50%容量静叶可调轴流式风机；600MW等级机组锅炉引风机一般宜采用2×50%静叶可调轴流式风机，经技术经济比较后，可采用动叶可调轴流式风机。

7.3.3 大容量锅炉除尘器应优先采用常规静电除尘器。当采用五电场除尘器，且采用湿法脱硫后，烟尘排放浓度仍未满足环保要求时，经技术经济比较后可采用布袋除尘器。

7.4 点火及助燃油系统

7.4.1 锅炉采用少油或等离子点火助燃技术的发电厂，燃油系统油罐容量比《大火规》可以降低一级。

7.4.2 供卸油泵宜优先采用离心油泵，供油泵宜选用为3台，卸油泵宜采用2台。

7.5 锅炉辅助系统

7.5.1 为防止空气预热器低温腐蚀和堵灰,可按实际需要设置空预器入口空气加热系统。寒冷地区宜采用暖风器,非寒冷地区宜采用热风再循环。

7.5.2 空预器冲洗水系统宜按2台机组公用设置，停炉时使用。

8 除灰渣系统

8.1 一般规定

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8.1.1 除灰渣系统的选择，应根据灰渣量，灰渣化学、物理特性，冲灰用水水质、水量，以及贮灰场的距离、高差和贮灰方式(干、湿)、地形、地质和气象条件，通过技术经济比较确定。

8.1.2 除灰渣系统和设备选择，应充分考虑灰渣综合利用的要求。 8.1.3 贮灰场宜选择干贮方式。 8.2 除灰渣系统

8.2.1 燃煤锅炉除灰渣系统 8.2.1.1 炉底渣处理系统 (1) 600MW及以上机组

600MW及以上机组的炉底渣处理系统，宜采用每台锅炉配置一台湿式刮板捞渣机连续排渣方案。工艺系统流程如下：

a. 锅炉冷灰斗 — 湿式刮板捞渣机 — 贮渣仓 — 装车外运

b. 锅炉冷灰斗 — 湿式刮板捞渣机 — 刮板输送机 — 贮渣仓 — 装车外运 (2) 300MW及以下机组

300MW及以下机组的炉底渣处理系统，宜采用每台锅炉配置一台排渣设备连续排渣方案。工艺系统流程如下：

a. 锅炉冷灰斗 — 风冷式排渣机 — 一级碎渣机 — 过渡渣斗 — 二级碎渣机— 机械提升(或负压气力输送) — 贮渣仓 — 装车外运

b. 锅炉冷灰斗 — 湿式刮板捞渣机 — 贮渣仓 — 装车外运 (3) 600MW及以上机组不设渣井关断门 8.2.1.2 石子煤处理系统

对于采用中速磨的机组，中速磨排出的石子煤推荐采用工艺系统流程如下： 中速磨 — 石子煤斗 — 电瓶叉车 — 自卸汽车 — 贮灰场 8.2.1.3 飞灰处理系统

(1) 空气预热器灰斗不设排灰设备，灰斗底部只考虑设置检修排污口。 (2) 若锅炉尾部烟道设置有灰斗需要排灰，可采用气力输灰系统，将飞灰排至贮灰库。

(3) 静电除尘器(或布袋除尘器)飞灰，可采用正压气力输灰方式将干灰集中到贮灰库。贮灰库出口设置调湿灰设备和干灰散装机，调湿灰设备将干灰调湿卸入自卸汽车运至贮灰场堆放；干灰散装机将干灰装入罐车运至综合利用。

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(4) 对连续运行方式的气力输灰系统的设计出力，应不小于锅炉燃用设计煤种时排灰量150%出力，同时应满足燃用校核煤种时排灰量120%的出力的输送要求。对采用间断运行方式的气力输灰系统，其系统出力应不小于锅炉燃用设计煤种时排灰量100%的裕度。

(5) 在与气力输灰供应商签定的合同中，应将系统出力列入其中，作为系统保证值之一，并规定出相应违约条款。

8.2.1.4 灰渣厂外输送系统 (1) 干式贮灰场

对应干式贮灰场，灰渣厂外输送系统应首先选择自卸汽车运输方式； 当输送距离在2km以内，且近期没有综合利用、输送量大于1000t/h、电厂地处非严寒地区，可考虑设置露天布置的胶带输送机。

(2) 水力灰场

对于水力灰场，应首选灰渣混除离心式渣浆泵送至贮灰场系统。 8.2.2 循环流化床锅炉除灰渣系统 8.2.2.1 炉底渣处理系统

对于410t/h及以下的CFB锅炉，推荐选用机械式冷渣器，输送系统采用机械输送方式。机械输送系统出力不应小于底渣量的250%。

当出力要求更大，机械冷渣器(单台出力20t/h)不能满足要求时，可考虑采用风水联合型冷渣器接气力输送系统。气力输送系统出力不应小于底渣量的200%。

8.2.2.2 飞灰处理系统

除尘器飞灰处理系统在无特殊要求情况下，应首先选择气力输送系统。 8.2.2.3 石灰石粉输送系统 首先选用一级气力输送系统。 8.2.2.4 锅炉启动床料输送系统

一般情况下,应采用人工装卸方式,当锅炉运行对床料量有控制要求时,宜采用机械或气力加砂方式。

8.2.3 垃圾电站锅炉除灰渣系统 8.2.3.1 炉底渣处理系统 选用机械输送系统连续运行。 8.2.3.2 飞灰处理系统

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吸收塔和除尘器收集的飞灰采用机械或气力除灰。 8.3 除灰渣系统主要设备进口范围

除灰渣系统的主要设备，经过多年吸收消化引进技术和工程实践的不断完善，目前对于单机容量300MW及以下机组，已实现全部国产化。随着单机容量的增大，对除灰渣设备可靠性要求较高，结合目前国产设备实际情况，对不设备用的关键设备或对安全可靠性影响较大的关键部件提出技术要求。下述零部件可选用国外有成熟使用业绩的优质产品。

8.3.1 600MW及以上机组配置的水浸式刮板捞渣机

(1) 环型链条、接链环、链轮、水下轴承 (2) 液压驱动装置 (3) 链条自动张紧装置

8.3.2 600MW及以上机组气力输灰系统 (1) 气力输灰系统管路隔离阀、切换阀 (2) 压力输送器上的排气阀、平衡阀 (3) 压缩空气系统的调节阀、补气阀

(4) 气力输灰系统的特殊零部件(如：浓度稳流器、球型弯头、压力输送器流化装置等)

(5) 料位指示计 8.4 飞灰分选系统

当电厂所在区域有较好的粉煤灰综合利用市场需求，且电厂灰渣成份符合综合利用要求，对这类电厂在设计中可考虑同步设计飞灰分选系统。

8.4.1 飞灰分选系统设置原则

当电厂建设符合下列条款时，在系统设计中可考虑设计飞灰分选系统。 8.4.1.1 电厂所在区域有较好的粉煤灰综合利用市场需求，能够利用本期工程锅炉排灰量的20%以上的飞灰。

8.4.1.2 灰渣成份符合综合利用要求。 8.4.1.3 厂区内外有运输车辆的通行通道。 8.4.2 飞灰分选系统选择原则

8.4.2.1 飞灰分选系统出力不宜选择过大，应与实际综合利用量相匹配，

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并考虑灰库贮存功能。

8.4.2.2 飞灰分选系统宜选择气流式分级机，采用闭式循环系统。 8.4.2.3 飞灰分选系统宜选择国产设备。

9 汽轮机设备及系统

9.1 汽轮机设备

9.1.1 汽轮机设备应按电力系统需求选型，对电网中承担变动负荷的机组，其设备性能应满足调峰要求，并应保证机组寿命。

9.1.2 对兼有热力负荷的地区，经技术经济比较证明合理时，应采用供热式机组。

9.2 主蒸汽、再热及旁路系统

9.2.1 主蒸汽及再热蒸汽均采用单元制系统。

300MW、600MW亚临界机组，主蒸汽管采用ASTMA335P91无缝钢管，热再热管采用ASTMA335P22无缝钢管，冷再热管采用A672B70CL32有缝钢管。

9.2.2 当机组采用高压缸启动时，如锅炉设备允许，可不设机组旁路系统；当机组采用高中压缸联合启动或中压缸启动时，机组应设旁路系统，其容量根据不同机组要求确定，其功能主要用于机组的启动和正常停机。

9.3 给水及除氧系统

9.3.1 给水系统采用单元制系统。

9.3.2 600MW湿冷机组，采用两台50%容量的汽动给水泵，一台30%容量的电动启动/备用泵。

600MW空冷机组，一般宜采用两台50%容量的电动给水泵，夏季用电负荷紧张的地区，可选用两台50%容量的汽动给水泵。均配置一台25～30%容量的电动启动/备用泵。

300MW机组，宜采用一台100%容量的汽动给水泵，一台30%容量电动启动泵。空冷机组若采用两台50%容量的电动给水泵时，不设备用泵。

9.3.3 在寒冷地区优先选用无头式除氧器，以降低厂房尺寸。 9.4 凝结水系统

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9.4.1 纯凝汽式机组的凝结水泵设置，一般选用两台110%容量的凝结水泵，也可选用三台55%容量的凝结水泵。

9.4.2 供热式机组应选用三台55%容量的凝结水泵。 9.5 工业冷却水系统

9.5.1 工业冷却水系统应根据冷却水水源及水质情况和设备对冷却水的要求确定。一般为开式和闭式系统相结合的冷却水系统。

9.5.2 闭式循环冷却水系统，宜设置两台65%容量的热交换器和两台100%容量的闭式循环水泵。

9.5.3 闭式循环冷却水系统中应设高位膨胀水箱，其布置标高宜在17m左右。

9.6 供热系统

9.6.1 热网加热器的容量和台数不设备用，但不应少于两台，当任何一台加热器停运时，其余设备能满足60%热负菏的需要。

9.6.2 热网循环水泵、热网补充水泵、热网凝结水泵的设置台数均不应少于两台，其中一台备用。

9.6.3 热网加热首站应布置在电厂厂区内，在有条件时，应布置在主厂房内。 9.7 600MW机组阀门进口范围

9.7.1 电动闸阀：汽动（电动）给水泵出口电动闸阀，高加出口给水电动闸阀，一、二、三、四段抽汽电动闸阀。

9.7.2 气动调节阀：1、2、3号高加正常疏水气动调节阀，1、2、3号高加事故疏水气动调节阀(真空密封)，5号低加正常疏水气动调节阀，6、7号低加正常疏水气动调节阀(真空密封)，5、6、7号低加事故疏水气动调节阀(真空密封)，除氧器水位气动调节阀，凝结水再循环气动调节阀(真空密封)，凝汽器补水气动调节阀(真空密封)，除氧器压力气动调节阀。

9.7.3 气动疏水阀：主蒸汽主管（支管）气动疏水阀，再热(热段)主管（支管）气动疏水阀，再热(冷段)主管气动疏水阀，高压旁路阀后气动疏水阀，低压旁路管道气动疏水阀，小机备用汽源主管（支管）气动疏水阀，一、二、三、四、五、六段抽汽止回阀前气动疏水阀，一、二、三、四、五、六段抽汽电动阀后气

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动疏水阀，四段抽汽至高压辅助蒸汽联箱管道气动疏水阀，四段抽汽至高压辅助蒸汽联箱管道关断阀后气动疏水阀，除氧器加热蒸汽管道气动疏水阀，除氧器水箱加热蒸汽管道气动疏水阀，小汽机A（B）正常用汽电动阀前气动疏水阀，小汽机A（B）正常用汽止回阀后气动疏水阀。

9.7.4 自动疏水器：给水泵汽轮机高压备用汽源管道疏水器，辅助蒸汽疏水母管疏水器，低温辅助蒸汽联箱疏水器，再热（冷段）至辅助蒸汽联箱蒸汽管道调节阀前疏水器，除氧器备用汽源管道调节阀后疏水器，汽机预暖供汽管道疏水器，压缩空气母管疏水器，仪用压缩空气储气罐疏水器，厂用压缩空气储气罐疏水器，机组采暖供汽管道疏水器，锅炉房燃油吹扫蒸汽管道疏水器，锅炉房燃油吹扫蒸汽母管电动阀前疏水器，磨煤机灭火用汽管道疏水器，煤斗灭火用汽管道疏水器，给水泵汽轮机轴封供汽管道疏水器，汽封系统高压备用汽源管道疏水器，BDV阀前蒸汽管道疏水器。

9.7.5 其他：高加进口电动给水三通阀，汽动给水泵最小流量调节阀，汽动给水泵最小流量调节阀，电动给水泵最小流量调节阀。

10 水处理设备及系统

10.1 锅炉补给水处理

锅炉补给水处理系统（包括预除盐系统），应根据原水水质、给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。

对于溶解固形物含量较低的原水，经适当预处理后，除盐系统宜选择简单一级除盐加混床系统；

当原水溶解固形物含量较高时，应进行系统技术经济比较，以确定采用强弱联合应用的一级除盐加混床系统或反渗透＋一级除盐加混床系统；

对于高溶解固形物的原水，推荐采用反渗透等预除盐装置，后处理系统采用一级除盐加混床系统；

对于环保要求较高地区的电厂，如处理水量不大，锅炉补给水处理系统可以采用二级反渗透（RO）加电除盐（EDI）系统。

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10.2 凝结水精处理

10.2.1 湿冷机组的凝结水精处理

(1) 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。凝结水精处理系统中的过滤器和混床，按下列原则确定：

a. 当过滤器只作为机组启动除铁用时，不设备用设备。

b. 对于机组容量为300MW级或600MW亚临界机组、冷却水水质较好，且按给水采用还原性全挥发处理工况设计的汽轮机组的凝结水精处理混床可不设备用设备，但精处理设备不应少于2台，即每台机组凝结水精处理混床可按2×50%凝结水流量设置。

c. 对于冷却水水质为海水、苦咸水、或机组容量为600MW级、或按给水采用加氧处理工况设计的汽轮机组的凝结水精处理混床应设有备用设备，即每台机组凝结水精处理混床可按3×50%凝结水流量设置。

(2) 由超临界及以上参数直流炉供汽的汽轮机组，每台机设置1套34台高速混床（其中1台备用）的精处理系统，并可在混床前设置2×50%启动用除铁装置。

(3) 凝结水精处理混床树脂的体外再生装置，当布置条件允许时，应两台机组合用一套，再生装置宜采用高分离技术。

(4) 凝结水精处理树脂性能相当时，宜优先选用国产树脂。 10.2.2 空冷机组的凝结水精处理

应根据不同空冷系统的工况特点，选择不同的精处理系统。

(1) 对于直接空冷和混合式凝汽器的间接空冷汽轮机组，应设置全容量凝结水精处理系统。该系统以除铁为主，同时也宜具有一定的除盐能力。容量为600MW级的直接空冷汽轮机组的凝结水处理装置宜设置备用设备，凝结水精处理宜按3×50%凝结水流量的粉末树脂覆盖过滤器或阳、阴分床离子交换器的处理系统进行设计。粉末树脂覆盖过滤器系统每台机组宜设置1套铺膜装置，阳、阴分床离子交换器树脂再生系统要求同10.2.1条款要求。

(2) 表面式间冷(哈蒙式)系统宜设置凝结水除铁装置。

(3) 空冷机组凝结水精处理系统应选择耐较高水温的离子交换树脂。 10.3 非常规水源处理

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10.3.1 城市污水深度处理

城市污水经深度处理后，可以作为冷却水水源，也可作为整个电厂的工业水源； 城市污水深度处理系统应根据原污水水质和硬度确定，经市政深度处理后的再生水水质满足要求时，可以直接作为循环水补充水；

经市政二级污水处理后的城市污水，当碳酸盐硬度较高时，深度处理宜采用石灰凝聚澄清深度处理系统；

城市污水二级处理后水质较差、电厂需要水量较小或城市污水需要进行后续反渗透除盐处理时，城市污水深度处理宜采用生物膜反应处理系统。

10.3.2 海水淡化处理

海水淡化技术的种类很多，适于产业化的有海水反渗透法(SWRO)和热力淡化法。热力法有多级闪蒸(MSF)、低温多效(LTMED)和压汽蒸馏(TVC和MVC)等技术；

当海水淡化仅用于电厂自用时，宜采用反渗透处理。当考虑对地区供应淡水时，可以考虑海水热力淡化处理。

10.4 节水方案

10.4.1 提高循环冷却水的浓缩倍数

当节水要求循环冷却水浓缩倍数达到4以上时，根据循环冷却水系统补充水的水质特点，可以对补充水采用石灰软化或弱酸离子交换处理。石灰凝聚澄清软化适用地表水，弱酸离子交换软化更适用地下水。

10.4.2 循环冷却水系统排污水处理回用技术

当电厂节水要求较高时，可以对循环水排污水进行回收处理，循环水排污水处理宜采用超滤反渗透处理系统。反渗透产品水可返回补充到循环水系统，进一步提高循环水浓缩倍率，减少原水补充水用量，也可以作为高水质工业用水的水源，如锅炉补给水、热网补充水等。

10.5 进口范围 10.5.1 设备进口范围

水处理设备进口范围包括两部分：

第一，国内技术不能解决的设备，如盐水浓缩器、海水蒸发除盐设备等。 第二，国内有产品，但性价比低于进口产品的设备及元件，如大容量高压泵、

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火力发电工程设计导则

计量泵、反渗透膜元件、化学分析仪表、超滤膜元件等。

10.5.2 材料进口范围

中压凝结水精处理系统的中压阀门可列入进口范围。 10.6 化学实验楼

化学实验楼为电厂内水、煤、油的综合实验楼，其试验室使用面积规定如下： 表10.6-1 化学试验室面积 m2

用 途 公 用 室 名 化验人员办公室 化验室仓库 仪器室 水 天平室 分析室 高温炉加热室 制样室 热量计室 煤 分析室 加热间 天平间 油 总面积 注：包括天平间，色谱气瓶间分设。 面 积 24 24 24 24 72 12 24 12 24 12 12 40 24 328 分析室1) 色谱仪器分析间 说明：本面积参照新编“火力发电厂化学设计技术规程”设计。

10.7 其他

10.7.1 冷却水氯化处理系统不考虑采用加液氯系统，在气温较低地区仅需短期加药的电厂，可不设固定氯化加药装置。

10.7.2 为保护环境和实现电厂废水资源化，应根据电厂废水回用和环保的要求设置工业废水处理系统。

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火力发电工程设计导则

11 热工自动化

11.1 控制方式

11.1.1 采用炉、机、电集中控制方式，至少两台机组合用一个集中控制室。 11.1.2 不设网络控制楼，网络监控系统操作员站设在机组集中控制室。 11.2 集中控制室

11.2.1 至少两台机组合用一个集中控制室，布置在两炉之间；集中控制室面积尽量压缩，2×600MW机组控制室面积＜160m2。

11.2.2 不设置大屏幕显示器。 11.3 自动化水平

11.3.1 每台单元机组采用一套分散控制系统(DCS)，以彩色LCD、鼠标做为单元机组主要监视和控制手段，实现全LCD监控。同时在DCS操作台上配置锅炉、汽机、发电机的硬接线紧急停止按钮以及重要辅机的硬接线操作按钮，以保证机组在紧急情况下安全停机。两台机组公用系统单独采用一套DCS，不设单独的操作员站，在单元机组操作员站上进行监控。

11.3.2 原则上单元机组的顺序控制(SCS)按功能组、子功能组及驱动级三级设计，保护联锁逻辑能使主辅机在各种运行工况和状态下，自动完成各种事故处理，且尽可能地避免误操作。对于全套进口机组，可考虑增加机组自动启停功能。

11.3.3 除启停阶段的部分准备工作需由辅助运行人员协助检查外，机组的启动、停止、正常运行和异常工况处理均可在集中控制室内完成。除燃烧调节在最低稳燃负荷以上投入自动外，其它自动调节系统按全程调节或程序自动投入调节系统设计。

11.3.4 原则上不设置单元机组优化软件。 11.4 分散控制系统(DCS)的配置原则

11.4.1 发电机 — 变压器组及主厂房内高、低压厂用电源全部进线和馈线开关均应纳入分散控制系统(DCS)进行监控，实现炉、机、电统一值班。

11.4.2 分散控制系统(DCS)宜进行适当的物理分散，具体方案应根据不同

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火力发电工程设计导则

DCS供货商的优势确定控制器分散或远程I/O分散。

11.4.3 单元机组DCS的输入/输出总点数 (含DAS、MCS、SCS、FSSS、ECS)：300MW机组不宜超过5000点；600MW机组不宜超过6000点；公用系统另计。

11.4.4 同一电厂内分期建设的机组宜选用相同硬件的DCS。 11.5 辅助车间监控和设备配置原则

11.5.1 全厂辅助车间和辅助系统宜在集中控制室进行监控。在集中控制室内设置专用的辅助车间操作员站。如四台机组，原则上全厂公用的和1、2号机组公用的辅助车间在1、2号机组集中控制室进行监控，3、4号机组公用的辅助车间在3、4号机组集中控制室进行监控，依此类推。

11.5.2 全厂脱硫系统宜采用集中监控方式，两套脱硫装置设置一套控制系统，可设置辅助监控点。如果脱硫控制系统采用PLC，宜与全厂辅控网相联；如果脱硫控制系统采用DCS，宜在集中控制室设置单独的操作员站。

11.5.3 全厂辅助系统宜设置全厂水系统、全厂燃料系统、两台机组除灰渣系统和脱硫系统四个辅助监控点，条件具备时实现就地无人值班。

11.5.4 原则上全厂辅助车间采用可编程控制器(PLC)加上位机的方式进行监控。全厂辅助车间和辅助系统应尽可能采用相同型号或相同系列的PLC产品，上、下位计算机宜选用相同监控软件。

11.6 厂级自动化

11.6.1 MIS系统：对于2×600MW或2×300MW新建机组，MIS系统按750万元开列投资估算。(其中包含网络安全与二次系统安全费用和基建期MIS费用)。MIS编码系统按照集团公司统一的设备编码原则执行，如果是煤电联营项目，信息系统的规划应综合考虑煤矿的有关信息。MIS系统的建设参照集团公司信息化建设规划和新建电厂信息系统建设规范，网络安全与二次系统安全按照集团公司统一的安全方案部署并实施。

11.6.2 SIS系统：对于2×600MW或2X300MW新建机组，SIS按350万元开列投资估算。在基建阶段，应按规划容量考虑构建全厂实时控制系统的网络信息平台，软件按实时数据库和性能计算软件包进行配置。

11.6.3 为辅助全厂安全生产运行，改善工作环境，减少巡检人员，提高监

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火力发电工程设计导则

视水平，宜设置全厂工业电视监视系统。一般情况下，2×600MW新建机组，不超过120个监视点，总费用不超过150万元。2×300MW新建机组，不超过100个监视点，总费用不超过120万元。费用计算仅不含输煤系统，已含其它所有辅助生产车间和厂内安防。

11.6.4 600MW及以下新建机组原则上不设置仿真机。 11.7 主机技术条件

11.7.1 汽轮机控制系统(DEH)应由汽轮机制造厂技术总负责，在条件可能的情况下宜尽量采用与单元机组DCS相同硬件，不设单独的操作员站。当DEH与DCS硬件不一致时，应设置单独的DEH操作员站和工程师站。

11.7.2 空冷控制系统宜由空冷供货商技术总负责，在条件可能的情况下宜采用与单元机组DCS相同硬件或由机组DCS实现控制功能，其控制机柜布置在空冷岛附近。

12 电气设备及系统

12.1 发电机与变压器

12.1.1 根据电网规划允许的条件，优先选择高电压等级接入系统。采用可靠性高的发电机 — 变压器组电气主接线方案。远距离送电的、单机容量大于300MW的机组宜接入500kV系统，主要供本地负荷的机组可接入220kV系统。新建电厂不宜设置500/220kV或220/110kV联络变压器。

12.1.2 与容量为300MW级的机组单元连接的主变压器，若不受运输条件的，应采用三相变压器；与容量为600MW级的机组单元连接的主变压器当不受运输条件时，宜采用三相变压器；当受运输时，可采用单相变压器。

当采用单相变压器组时，距电厂300km范围内有集团公司所属电厂已设置备用相时，不再配置备用相。如果没有时，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。

12.1.3 对于远距离送电发电厂的主变压器应考虑中性点加装阻塞滤波器的影响，根据系统的要求确定主变压器中性点绝缘水平。

12.1.4 发电机出口一般不设置断路器，若采用发电机出口设置断路器方

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火力发电工程设计导则

案，应经过详细的经济技术比较后确定。

容量为600MW及以上的机组，当出线电压为500kV（330kV）一级电压，主接线采用3/2接线，配电装置采用GIS时，起动/备用电源引接可以考虑发电机出口装设断路器的方案比较。当技术经济合理时，可采用此方案。此时四台及以下机组可设一台高压厂用备用变压器，五台及以上同容量机组可设置一台不接线的高压厂用工作变压器。高压厂用备用变压器的容量可按一台高压厂用工作变压器容量的60～100选择。

当电厂计费点设在主变压器高压侧时，且电网收取起动/备用变压器装置容量费用时，可采用发电机出口断路器，且两台机组高压厂用变压器互为停机备用的方案进行比较，技术经济合理时，可采用此方案。

12.2 电气主接线

12.2.1 母线接线方式：500kV可采用1台半断路器接线或双母线接线，若机组台数多，而送出线路少(比例近似约2:1)的电厂，也可以考虑4/3接线；220kV宜采用双母线或双母线分段接线。当主结线采用双母线接线且采用SF6断路器时，不应设置旁路母线。

12.2.2 对于厂外引接启动/备用电源需要全额收取容量电费而从电厂内母线引接可不收取的省(市、自治区)，启动/备用电源的引接方式可以考虑如下方案：

12.2.2.1 厂内有220kV及以下电压等级配电装置，启动/备用电源可直接从配电装置母线引接。

12.2.2.2 容量为300MW～600MW的机组，当出线电压为500kV（330kV）一级电压，厂内没有更低一级电压时，为了节省装置容量电费，启动/备用电源宜采用由500kV(330kV)配电装置降压引接的方案。启动/备用电源采用一级或两级降压引接的方案，应根据电厂规划的机组数量，经过全面的技术经济比较，提出专题报告。

12.3 主要设备选择

12.3.1 高压配电装置受场地可采用HGIS或GIS。受当地气候和环境的影响，盐雾和污染严重宜采用GIS。

12.3.2 高压配电装置元件选择：

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火力发电工程设计导则

12.3.2.1 500kV、220kV断路器原则采用瓷柱式SF6断路器。当地震基本烈度为8度及以上时(水平地震加速度≥0.2g)地区或在寒冷地区(多年极端气温≤40℃)时，500kV断路器也可采用罐式断路器。

12.3.2.2 500kV、220kV电流互感器宜采用油浸式。设备招标时，若经济合理，也可采用SF6气体绝缘式。

12.3.2.3 高压并联电抗器宜采用三相一体形式。 12.3.2.4 避雷器宜采用单柱式阀芯。

12.3.3 采用单相主变压器方案，在设备招标时，当技术经济可比的前提下，优先选用双柱式结构；高压厂用工作变压器为变压器，宜采用辐向结构。变压器损耗应根据订货时设备价格经过技术经济比较确定。

12.3.4 所有电气设备(变压器、电动机、开关等)和远动、通讯、计费系统设备的选型均应符合先进、安全、可靠、高效、节能、环保、优质的原则。

12.3.5 封闭母线

12.3.5.1 发电机出线采用自冷全链式离相封闭母线时，宜设微正压系统，微正压系统的压缩空气宜由仪用压缩空气系统提供。若封闭母线隔氢装置安全可靠，为降低运行费用和维护工作量，可采用红外热风保养装置。

12.3.5.2 对于共箱封闭母线，应根据订货时设备价格确定导体是否采用管形铝导体。若环境温度允许，也可使用普通单芯中压电缆代替共箱封闭母线。

12.4 厂用电

12.4.1 厂用电系统电压等级

12.4.1.1 一般常规湿冷机组高压厂用电系统宜采用6kV一级电压。 12.4.1.2 当600MW机组给水系统工作泵采用电动给水泵时，由于电动给水泵电机功率约为10000kW左右，此时高压厂用电电压采用一级电压。

12.4.2 对于新建或扩建工程公用性质车间较多的情况，当每台机组仅有2段工作段时，宜设置公用/备用段或公用段。

12.4.3 高压开关柜的开断电流宜控制在40kA以下。选用真空断路器与高压熔断器串真空接触器的组合设备。高压开关柜应有防误闭锁装置。

12.4.4 低压厂用电系统采用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。主厂房内的低压厂用电系统(除照明系统外)宜采用中性点高电阻接地的三

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火力发电工程设计导则

相三线制。主厂房内的低压厂用电系统也可采用中性点直接接地方式。照明系统和辅助车间采用三相四线制的供电方式。

12.4.5 负荷分配在动力中心（PC）或电动机控制中心（MCC）的原则还应按“火力发电厂厂用电设计技术规定”中第4.7.5条执行，但对于Ⅲ类小负荷建议由就地设置的动力箱引接电源。

12.4.6 对于主要辅机的辅助系统，建议设置双电源进线的就地动力箱供电，电源由不同的MCC段引接。

12.4.7 当同步建设脱硫装置且采用湿法脱硫时，脱硫高压负荷宜直接接于高压厂用工作母线段。

12.4.8 增加照明和检修电源的内容：每台机组设置一台照明变压器。两台机组设置一台检修变压器，并作为照明变压器的备用变压器。

12.5 电缆选择与敷设

12.5.1 主厂房、输煤、燃油及其它易燃易爆场所选用C类阻燃电缆。 12.5.2 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使用的动力电缆和控制电缆宜采用耐火电缆。

12.5.3 大电流馈电回路(如PC至MCC回路)宜选择单芯电缆。

12.5.4 主厂房内电缆敷设应尽量采用架空敷设；厂区电缆应尽量利用综合管架敷设；辅助车间电缆也宜尽量采用架空敷设。

12.6 电气设备布置 12.6.1 高压配电装置布置

12.6.1.1 500kV（330kV）高压配电装置宜采用户外敞开式中型布置，选用HGIS或GIS配电装置应经技术经济比较论证确定。高压配电装置布置应结合总平面布置进行总体优化，选择最优方案。

12.6.1.2 网络继电器室应根据规划容量规模，确定网络继电器室的布置位置和数量，优化电缆路径，减少电缆的干扰和电容效应。

12.6.1.3 优化网络继电器室布置，二次、保护、远动和通信设备盘柜宜集中布置，不分专业设置单独房间；通信和二次蓄电池室宜合并。网络继电器室宜为单层结构。

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火力发电工程设计导则

12.6.2 低压电动机控制中心(MCC)宜分散设置在厂房内负荷中心。若条件许可，动力中心(PC)也可布置在主厂房内，不单独设置配电间。

12.7 直流、UPS与保安电源

12.7.1 蓄电池宜选用阀控铅酸蓄电池，充电装置宜选用高频开关电源装置。取消公用充电装置，充电装置采用主浮充共用且为N+1（当模块数量小于等于6）或N+2（当模块数量大于6）备份方式。

12.7.2 交流不停电电源(UPS)的配置原则为：每台机组配1台全容量或两台半容量UPS装置，不再设备用UPS，UPS的蓄电池应与机组的蓄电池合用。

12.7.3 机组应设置交流保安电源。交流保安电源宜采用快速起动的柴油发电机组。全厂设置一或二台柴油发电机组，柴油发电机容量应满足所带机组为保证机组安全停机的最小保安负荷。

当附近有可靠的电源，也可以从厂外引接保安电源,不设柴油机。 12.8 励磁系统

12.8.1 发电机的励磁系统特性与参数应满足电力系统各种运行方式的要求，并宜选用制造厂推荐的成熟型式。当采用自并励静止励磁系统时，宜选用国产优质产品。

12.8.1.1 自动电压调节器(包括PSS功能)采用数字微机型，其性能可靠、功能完备，且厂家必须提供完整的各种传递函数框图及参数模型，并具备PSS功能。

12.8.1.2 自动励磁调节器有与DCS系统直接连接的硬接线接口,并留有双向冗余通讯接口与DCS系统实现数字接口。

12.8.1.3 励磁系统各设备、部件采取防尘、防振、降温措施。

12.8.1.4 励磁变压器采用国产室内干式变压器。(建议考虑容量、运行温度及高压试验标准等问题，且宜采用的保护装置。)

12.8.1.5 励磁母线采用共箱封闭母线。 12.9 控制系统

12.9.1 高压配电装置宜采用网控微机(NCS)控制系统，500kV、330kV、220kV断路器及电动隔离开关及接地刀由NCS进行控制，220kV及以下系统接地刀采用

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火力发电工程设计导则

就地手动时，应设五防措施。

12.9.2 单元机组电气设备的控制应纳入机组的DCS系统完成。电气网络部分采用计算机监控系统(NCS)，不单独设置网控室，NCS站控层宜设置在第一单元控制室。NCS间隔层设备、系统保护及自动装置宜集中安排在网络继电器小室。继电器小室应单独配置1套直流系统(500kV配电装置继电器小室配两组蓄电池；电厂规划容量＜800MW机组的220kV配电装置继电器小室配1组蓄电池；当电厂规划容量≥800MW时，为两组蓄电池)和两路及以上的交流供电专线。

12.9.3 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命令，通过远动工作站或RTU接收，通过各机组设置的A/D转换模块转换为4～20mA模拟量送至各机组DCS协调柜。机组返回的AGC信号，通过NCS设置的机组采集装置进入NCS或通过硬接线直接进入RTU。

12.9.4 为提高电气系统整体运行管理水平，节省电气DCS测点量及电缆量，厂用电系统宜采用综合自动化系统。系统采用分散式就地(开关柜内)安装的集保护、测量、控制、通信于一体的智能前端设备(测控保护单元、微机备投装置等)，用现场总线将这些前端设备的通信接口连接起来，通过通讯管理机接至DCS系统。同时可以通过通讯管理机扩接到电气运行维护工作站、电厂SIS系统等。

12.9.5 输煤系统采用可编程控制器(PLC)组成的控制系统。集中监控点设在输煤集中控制室。按一套输煤程控系统带输煤系统的规划容量设计。

12.9.6 发电机 — 变压器组、高压厂用变压器保护、启动\\备用变压器(220kV及以上电压等级)、站内升压站联变(如果有)采用双重微机型成套保护装置。各侧电流互感器、电压互感器应满足继电保护双重化配置的要求,并相互；两套保护的直流、开入信号、操作箱及出口回路宜相互。

12.9.7 低压厂用变压器、高压电动机采用微机型综合测控保护装置。380V系统宜采用智能测控及马达控制器，并取消常规继电器、变送器、电度表、热继电器等。

12.9.8 线路保护应选用新型微机型成套保护装置，优先使用光纤纵联差动保护。

12.9.9 应配置功能先进的故障录波器。机组及站内升压站联变(如果有)宜配置的机组故障录波器(宜具有发电机起动试验录波及分析功能)。

启备变不设置专用故录，备用分支录入机组专用故录，若进线开关在厂

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火力发电工程设计导则

内升压站内，进线开关录入系统母线故障录波器。

12.9.10 高压厂用电系统的厂用电切换装置应选用成熟可靠的厂用快切装置。 12.9.11 电除尘器的控制系统宜采用具有节点功能的先进控制理论的系统，并应具有与辅控网接口的功能。

12.9.12 关口计费表宜设在升压站出线侧。

13 水工设施及系统

13.1 水务管理 13.1.1 节水原则

13.1.1.1 发电厂水务管理设计应在保证发电厂安全、经济运行的前提下，最大限度地合理利用水资源，节约原水用量，提高回收利用率，减少废水排放对环境的污染。

13.1.1.2 根据发电厂各工艺系统对水量、水质和水温的要求及用水全过程，对全厂用水、排水应进行统一平衡和调度，提出优化用水方案，实现一水多用，提高重复用水率，降低全厂耗水指标。

13.1.1.3 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造条件。工程可行性研究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详细设计。在各个设计阶段均应绘制全厂水量平衡图。

13.1.1.4 在严重缺水地区应采用空冷系统。 13.1.2 节水主要措施

(1) 各类废污水经处理后分级梯级使用。

(2) 采用二次循环冷却系统时，应采取措施，提高循环水浓缩倍率，以节约用水。

(3) 除灰系统应优先采用干除灰系统。如条件许可时可采用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使用。 (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

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火力发电工程设计导则

冲洗、除尘、煤场喷洒等用水，使含煤废水不外排，满足环保要求。

(7) 生活污水经二级生化处理后回收利用。

(8) 提高工业用水回收率，做到全厂工业废水全部收集处理，并供给全厂输煤系统冲洗、除尘、煤场喷洒、除灰系统等。

(9) 需要监控水量和水质的水系统，均应装设必要的计量和监测装置。 13.1.3 全厂用水量及取用水指标

13.1.3.1 对采用循环供水系统，单机容量300MW机组及以上的发电厂，设计耗水指标不应超过0.7m3/s﹒GW，并尽可能降至0.6m3/s﹒GW。

13.1.3.2 对采用直流供水系统，单机容量300MW机组及以上的发电厂，淡水设计耗水指标不应超过0.12m3/s﹒GW，并尽可能降至0.08m3/s﹒GW。

13.1.3.3 对采用空冷系统，单机容量300MW机组及以上的发电厂，设计耗水指标不应超过0.18m3/s﹒GW，并尽可能降至0.13m3/s﹒GW。

注：上述指标均不含原水预处理的自用水量和脱硫用水量。 13.1.4 中水利用原则

13.1.4.1 优先采用城市污水处理厂二级处理后的出水。

13.1.4.2 利用中水，应有备用水源，备用水源的容量应根据所建电厂当地具体条件分析后确定。

13.1.4.3 利用中水作为水源时应与城市污水处理厂签订供水协议，确保供水安全可靠和水量、水质稳定。

13.1.4.4 在进行中水深度处理工程设计之前，宜进行相关的试验，或借鉴已建工程的运行经验，以选择合理的处理工艺。

13.1.4.5 中水的深度处理设施需经经济技术比较后，确定合适的位置。

13.2 循环冷却水系统

13.2.1 供水系统的选择及总体布置

13.2.1.1 电厂供水系统是根据汽轮机冷凝器的供水方式来划分，基本上为直流、循环和空冷系统三种型式。

13.2.1.2 当厂址临近水资源丰富的江、河、湖、海，供水高度一般在20～25米以下，输水距离在1.0～2.0公里以内，宜采用直流供水系统。

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火力发电工程设计导则

13.2.1.3 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很多时，宜采用带冷却塔的循环供水系统，从水源只取得较少的补充水量。

13.2.1.4 600MW及以下机组可采用扩大单元制，联络管管径同单泵出口管径，联络管设双阀门。

13.2.1.5 空冷机组的辅机冷却水系统宜采用带机力塔的再循环供水系统，可采用扩大单元制或母管制。

13.2.2 循环冷却水系统优化 (1) 优化计算采用年费用最小法。

(2) 参与优化的参数：汽轮机冷端参数、凝汽器面积及相关参数、循环冷却倍率、循环水泵参数、进排水管沟配置、冷却塔的选型及经济配置面积。

13.2.3 循环水泵及其附属设备的设置 (1) 循环水泵配置：一般情况一机配两泵。 (2) 滤网冲洗泵宜直接从进水流道取水。

(3) 直流冷却水系统取水泵房流道上宜设置侧面进水旋转滤网。循环水系统泵房流道上宜设平面滤网或网篦式清污机。

(4) 大型水泵出水管上应安装伸缩节及必要的支座。

(5) 海水冷却水泵轴承宜采用无水润滑的轴承。电动机冷却水可采用海水热交换器冷却或淡水循环方式冷却。

(6) 水泵房及屋内式切换间起重设备的选择应符合下列要求：

a. 最大设备(水泵、电机、阀门、闸门等)重量不超过10t时，起重设备宜按最大设备的重量确定。

b. 最大设备重量超过10t时，起重设备应按最大部件的重量确定，但不应小于10t；当最大设备的部件组装工作量较大时，起重设备可按最大设备的重量确定。

c. 水泵房起重量为5t及以上或起吊高度超过10m时，宜采用电动起重设备。 d. 水泵房起重量小于5t时，可视工程条件选用电动或手动起重设备。 13.3 取排水建构筑物

13.3.1 在河道、湖泊、水库、海湾上的取排水建筑物，应按有关规程规范要求，以安全、可靠、经济、环保为原则，选择合适的位置和型式。取排水口的

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位置和型式应根据取排水方式、水源特点、温排水影响、冲淤程度、地形和地质条件以及工程施工等因素，进行物理模型试验，通过技术经济比较确定。

13.3.2 取水建筑物和岸边水泵房应按保证率为97%的低水位设计，并以保证率99%的低水位校核。

13.3.3 采用自流引水管取水，当达到规划容量时，引水管不应少于两条，当其中一条发生故障时，其余引水管应满足与系统设备需水量相匹配。当基坑开挖较深时，自流引水管可采用顶管、盾构法施工。

13.3.4 自流管管内流速宜采用1.0m/s～2.0m/s，但不应小于0.7m/s。当流速超过2.0m/s时，应根据具体情况经比较确定。必要时自流管和虹吸管应有清淤措施。当以海水为水源时，管内流速可适当提高。

13.3.5 岸边水泵房、取水建筑物0.00m层标高按有关规程规范确定。 13.3.6 取水建筑物最低层进水孔底槛高于河床的高度，应根据河流水文和泥砂特性及河床稳定等因素确定，但侧面进水孔底槛高于设计河床不应小于0.5m，当水深较浅、河床稳定、取水量不大且水质较清时，可采用0.3m。顶部进水的淹没式取水建筑物的进水孔，宜高于河床1.0m～1.5m。

在海湾或水库、湖泊中取水时，进水孔底槛标高应根据泥砂淤积及运动情况确定。

13.3.7 虹吸式取水建筑物的进水孔在设计最低水位下的淹没深度不应小于1.0m。顶面进水的淹没式取水建筑物的进水孔在设计最低水位下的最小淹没深度应保证0.5m～1.0m(下限适用于取水量较小的取水口)；侧面进水时不得小于0.3m。

确定取水建筑物的进水孔淹没深度时还应考虑航运、结冰、风浪及热水回流等因素对设计最低水位(最低潮位)的影响。

13.3.8 当取水建筑物深度较大或滤网不能满足取水建筑物的深度要求，且地形条件合适时，通过论证可采用后置滤网。后置滤网的标高，应根据主厂房±0.00m层标高、管路系统阻力及有关运行工况等因素确定。后置滤网间的水位，应有一定的调节高度，并应考虑溢流措施。

13.3.9 清污设备至泵中心的距离,可参照DLGJ150《火力发电厂循环水泵房进水流道及其布置设计技术规定》选取。当不能满足该规定要求时，应根据水泵性能，结合进水流道试验确定，并应遵循既安全可靠又经济合理的原则。

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火力发电工程设计导则

13.3.10 格栅和滤网的计算应考虑面积系数及脏污系数。过格栅、滤网的流速，应根据水的脏污程度、取水建筑物和滤网型式等条件确定。

13.3.11 当采用海水作循环冷却水时，宜采用转速低、抗汽蚀性能好的循环水泵。循环水泵主要部件、旋转滤网、清污机、冲洗水泵、排污水泵、阀门、闸门门槽等与海水直接接触的部件应视具体情况采用不同的耐海水腐蚀的材料、涂料，并可采用阴极保护防腐措施。

13.3.12 水泵吸水管允许流速宜采用1.0 m/s～2.0m/s。当吸水管路很短，在不影响最低水位吸水及安全经济运行的条件下，可适当提高流速。

13.3.13 当水泵房距厂区较远时，应考虑必要的运行管理和生活设施以及围护措施。

13.3.14 循环水泵之间设连锁装置，水泵的电动机与水泵出口阀门采用连锁装置，循泵出口宜采用二阶段关闭蝶阀。

13.3.15 循环水泵房宜按无人值班设计。循环水系统主设备在集控室远方监控，并在就地设操作按钮。

13.3.16 南方地区的工程中可选择循环水泵露天布置。电动机防护等级不低于IP54，滨海电厂尚应考虑盐雾影响。

13.4 空冷系统

13.4.1 在空冷电站的前期工作中应根据电站的条件对空冷系统方案进行优化比较，初步确定推荐的空冷系统方案。

13.4.2 寒冷地区厂址宜优先选用直接空冷系统。如采用直接空冷系统条件不具备时，也可采用间接空冷系统。

13.4.3 空冷系统优化

13.4.3.1 空冷系统在前期工作中应认真研究空冷设计与优化条件： (1) 不同负荷的典型年“气温 — 小时”分布。

(2) 汽机TMCR流量不变条件的特性(必须有背压排热量、排汽焓、干度等)。 (3) 经济因素。

(4) 满发气温、满发背压。 (5) 噪声要求。 (6) 空冷装置裕量。

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火力发电工程设计导则

优化空冷凝汽器面积(容量)， 采用年费用最小法。优化的参数：初始温差、散热器面积、空冷投资、年费用、迎面风速、汽机冷端参数等。

13.4.3.2 空冷装置的裕量可按下列情况之一考虑: (1) 预留风量时，可为5～10％。 (2) 预留冷却面积时，可为5％左右。 (3) 预留背压时，可为1～3Kpa。 13.4.4 直接空冷系统设备

13.4.4.1 空冷管束宜优先选择单排管、双排管。

13.4.4.2 逆流管束可组成单元，也可与顺流管束组成联合单元，顺、逆流比例一般为6∶1～3∶1。

13.4.4.3 直接空冷系统可采用变频风机或双速风机，供热机组宜采用变频风机。

13.4.4.4 变频风机的电动机容量应满足风机最大风量、风压所需功率的要求。 13.4.4.5 直接空冷辅助设备

(1) 风机装置及风机桥的振动频率应避开空冷平台固有频率。

(2) 风筒宜采用玻璃钢材质。风筒下方应设置安全网，安全网荷载一般为1000N/m2，材质为镀锌钢丝网。

(3) 挡风墙高度一般情况下与ACC蒸汽分配管管中心齐平。

(4) 二台机组空冷凝汽器设一套高压水清洗系统。一般采用除盐水和不锈钢管道。

(5) 寒冷地区的直接空冷系统，应根据防冻需要可安装隔绝阀，其数量应根据最小防冻流量确定。

13.4.5 空冷系统的招标原则

一般情况采用分岛招标，不采用整岛招标，尽量减少空冷供货方的供货范围。

14 辅助及附属设施

14.1 新建电厂实行新厂新办法，不设检修队伍。

14.2 发电厂厂内尽量采用社会化服务，不宜设置乙炔发生站和制氧站。

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火力发电工程设计导则

14.3 电厂不设中心修配厂，只设置汽轮机、锅炉检修间，以满足日常维护和消除设备缺陷的需要。

14.4 氮气系统和二氧化碳系统的气源由外购氮气瓶和二氧化碳瓶供应。 14.5 装有氢冷发电机的发电厂应设氢气系统。在电厂周围2小时车程范围内有可靠合格的氢气源时，优先采用外购氢气供氢方案，配置供氢站，不设制氢设备。

14.6 金属试验室的设置，应按地区协作的原则统筹考虑，其设备配置及建筑面积不应超出行业标准(DL/T 5059-1996)。

14.7 热工控制用和检修用压缩空气系统，宜两台机组合用一套系统。除除灰系统吹扫用气外，原则上全厂用气宜统一考虑。两台600MW机组的压缩空气系统宜选用4台40m3/min螺杆式压缩机，当包括脱硫GGH吹扫用气时，可适当增加系统容量。

14.8 启动锅炉

14.8.1 启动锅炉宜按燃油快装炉设计，其容量只考虑启动中必需的蒸汽量。对于300MW机组宜设1×20t/h（非采暖区及过渡区）～1×35t/h（采暖区）；600MW机组宜设1×20t/h或1×35t/h（非采暖区及过渡区）～1×35t/h或2×35t/h（采暖区）。

14.8.2 严寒地区的启动锅炉，可与施工用汽锅炉结合考虑，宜采用燃煤快装炉。

15 建筑与结构

15.1 一般规定

15.1.1 集团公司电厂建筑结构设计应满足工艺流程的要求，贯彻国家的基本建设方针，体现国家的经济和技术，满足国家现行法规与强制性规程、规范的要求。

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火力发电工程设计导则

15.1.2 集团公司电厂建筑应具有时代感，建筑风格应简洁大方，体现大型工业建筑的特性，不追求气派，不过分装饰。

15.1.3 集团公司电厂建筑的主色调，装饰色及电厂标识应根据《华电集团企业标识的规定》设计。

15.1.4 集团公司电厂建筑设计应与周围环境相协调，保护景观环境。 15.1.5 集团公司电厂应因地制宜地采用成熟的新材料、新布置、新结构，从实际出发，节约能源、节约用地、节约用水、节约材料。

15.1.6 建筑材料的品种应尽量统一，因地制宜，以便于施工，采购和控制工程造价。

15.2 主厂房建筑

15.2.1 主厂房建筑设计在满足工艺流程和规程、规范要求的基础上尽量做到布置合理，尽量减小主厂房建筑的体量，降低工程造价。

15.2.2 卫生设施布置间距原则上不超过二台机组的长度。零米层、运转层卫生间宜男女分开设置，每间不超过两个蹲位。

15.2.3 主厂房装修标准应遵循实事求是、适度装修的原则，对经常有人员活动的场所与其它区域区别对待，降低工程造价的同时要满足消防和文明生产的要求。主厂房内装修按《火力发电厂建筑装修设计标准》DL/T 5029-94中2、3级材料标准选用。推荐材料见“表15.2.1 主厂房内装修材料选用表”。

表15.2.1 主厂房内装修材料选用表

装修材料 汽机间 部位 内 墙 柱 普通涂料 普通涂料 不做装修 普通涂料 普通涂料 不做装修 普通涂料 普通涂料 不做装修 普通涂料 普通涂料 不做装修 除氧间 煤仓间 锅炉房 42

火力发电工程设计导则

装修材料 汽机间 部位 零米地面 运转层地面 其它层地面 顶 棚 现制水磨石 耐磨水泥地面 中级地砖 水泥地面 普通涂料 现制水磨石 耐磨水泥地面 中级地砖 水泥地面 普通涂料 耐磨水泥地面 水泥地面 水泥地面 普通涂料 耐磨水泥地面 水泥地面 水泥地面 普通涂料 除氧间 煤仓间 锅炉房 15.2.4 控制室作为电厂的中枢，经常有外来人员进入，该部分装修可适当提高标准，可按《火力发电厂建筑装修设计标准》DL/T 5029-94中1、2级材料标准选用。装修材料选用要严格按内装修防火规范要求确定，推荐材料见“表15.2.2 控制室内装修材料选用表”，不采用防静电地板。

表15.2.2 控制室内装修材料选用表

装修材料 部位 内墙 地面 顶棚 控制室及前室 铝塑板 装饰瓷砖 大理石、花岗岩 高标准地砖 金属吊顶 石膏板吊顶 电子设备间及其它房间 卫生间 普通涂料 地砖 金属吊顶 石膏板吊顶 瓷砖 地砖 PVC吊顶 15.2.5 主厂房门窗选择本着实用、经济的原则，并考虑节能和门窗的发展趋势确定门窗的选用材质，以中档水平为确定原则。控制室的门窗可适当提高标准。

门：根据使用部位不同选择适用的门，标准控制在中档水平。 窗：一般采用塑钢窗或彩板窗。

15.2.6 主厂房围护墙体材料的选择，应优先采用轻型砌体和混凝土墙板。 15.2.7 主厂房外装修根据墙体材料的不同区别对待，但应保证建筑的整体性。墙体为砌体材料时外装修以涂料为主，空气腐蚀严重不适宜采用涂料的地区可采用面砖墙面。

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火力发电工程设计导则

15.2.8 主厂房室内栏杆设置兼顾美观、实用的原则。汽机房、除氧间运转层以下（包括运转层）平台栏杆和楼梯间栏杆一律采用普通钢栏杆。

15.2.9 主厂房汽机房运转层以上，原则上只设一排低位窗。 15.3 主厂房结构

15.3.1 单机容量为300MW、600MW机组的主厂房一般采用钢筋混凝土结构。当为下述条件时宜采用钢结构。

(1) 国产600MW机组，当厂址处于抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，场地土类别为Ⅲ类时。

(2) 扩建工程的主厂房为连续扩建，且原主厂房为钢结构时。

(3) 1000MW机组，经技术经济比较，当钢结构方案与混凝土结构方案投资相差不多时。

15.3.2 汽机运转层平台和当设有锅炉运转层平台时均采用钢结构。单机容量为 600MW机组，主厂房结构为钢筋混凝土结构时其除氧煤仓间各层楼（屋）面采用钢次梁。上述结构钢梁与钢筋混凝土楼（屋）面板均按钢-混组合结构设计。

15.3.3 楼板均不采用压型钢板底模。

15.3.4 主厂房结构应采用三维空间分析方法。 15.4 地基

15.4.1 应根据工程地质勘测资料，当地基承载力特征值和地基变形均能满足机组要求时采用天然地基。

15.4.2 沿海地区软土地基，主厂房区基础优先采用灌注桩、支盘桩、钢筋混凝土(预应力钢筋混凝土)预制桩(管桩)等，使用钢桩。

15.5 烟囱

15.5.1 在满足环保要求的基础上优化烟囱的高度和出口直径。

15.5.2 结构形式：普通钢筋砼防腐型单筒式烟囱，可用于不上脱硫设施或干法脱硫工艺，排放弱腐蚀性烟气的烟囱；改进防腐性钢筋混凝土烟囱可以适用于干法脱硫、半干法脱硫工艺，排放弱腐蚀性、中等腐蚀性烟气的烟囱；对于设湿法脱硫装置的烟囱，排放强腐蚀性烟气，应采用套筒或多管式烟囱。内衬形式可按下列方式：

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火力发电工程设计导则

15.5.2.1 对设置GGH装置的烟囱内衬可采用耐酸砖砌内衬，经进一步技术经济比较可采用耐候钢（耐硫酸露点）内筒，内涂防腐涂料或Q235B+发泡玻璃砖衬。

15.5.2.2 对于不设GGH装置的烟囱内衬采用Q235B钢+发泡玻璃砖内衬。 15.6 设备基础

15.6.1 磨煤机基础优先采用大块式基础，当按设备要求布置有困难时，可采用弹簧隔振基础，但弹簧下的基础型式需进行优化，尽量减少混凝土量，以节约投资。

15.6.2 汽动给水泵基础可根据工艺要求布置在汽机运转层平台上，采用弹簧隔振基础。

15.7 运煤栈桥

运煤栈桥采用钢行架结构,栈桥支架一般可采用钢筋混凝土结构,但由碎煤机室至主厂房段的栈桥支架经技术经济比较可采用钢结构。

15.8 其它生产建筑

15.8.1 辅助生产车间的建筑设计在满足工艺流程和规程、规范要求的基础上尽量做到布置合理，尽量减小建筑的高度，降低工程造价。

15.8.2 主厂房门窗选择本着实用、经济的原则，并考虑节能和门窗的发展趋势确定门窗的选用材质，以中档水平为确定原则。

门：根据使用部位不同选择适用的门，标准控制在中档水平。化学建筑尽量选用塑钢门。

窗：采用塑钢窗或彩板窗，化学建筑统一采用塑钢窗。

15.8.3 辅助生产车间的外装修材料以涂料为主，空气腐蚀严重不适宜采用涂料的地区可采用普通面砖墙面。选用其它材料时按《火力发电厂建筑装修设计标准》(DL/T5029-94)中二、三级材料控制。

表15.8.1 辅助生产车间内装修材料选用表

装修材料 化学车间建筑 部 位

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输煤车间建筑 其它车间建筑 各车间内值班室 火力发电工程设计导则

内 墙 地 面 有防腐要求的 地面 顶 棚 耐擦洗涂料 环氧地面漆 环氧自流平 地面 耐擦洗涂料 耐擦洗涂料 水泥地面 普通涂料 水泥地面 普通涂料 地砖 纸面石膏板吊顶 普通涂料 耐擦洗涂料 普通涂料

15.8.4 辅助生产车间的内装修应遵循实事求是的原则，对经常有人员活动的场所应区别对待，降低工程造价的同时要满足消防、防腐、防水和文明生产等要求。辅助生产车间内装修材料选用见“表15.8.1 辅助生产车间内装修材料选用表”。

15.8.5 辅助生产车间室内栏杆均采用普通钢栏杆。 15.8.6 辅助生产车间应尽量合并建设，形成联合建筑。 15.9 辅助、附属及公共福利建筑

15.9.1 生产辅助建筑、附属建筑及公共福利建筑面积指标是根据集团公司电厂的检修、运行模式和实际使用需求确定，原则上按规划容量一次建设完成。

15.9.2 建筑面积指标详见“表15.9.1 生产辅助建筑面积”,其中指标均为建筑面积。

当外委检修时，可不设检修维护间，应利用施工单位施工期间在电厂用房。

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火力发电工程设计导则

表15.9.1 辅助、附属及公共福利建筑面积

机组容量 2×300MW 4×300MW 2×600MW 4×600MW 建筑名称 (m) 2(m) 2(m) 2(m) 2备 注 一、辅助生产建筑 检修维护间 材料库 金属实验室 高压实验室 1000 2000 120 150 1000 2500 120 150 120 80 320 1000 2000 120 150 120 80 320 1000 2500 120 150 120 80 360 扩建时不再增加面积。 扩建时不再增加面积。 扩建时不再增加面积。 扩建时不再增加面积。 扩建时不再增加面积。 扩建时不再增加面积。 扩建时不再增加面积。 继电保护实验室 120 测量仪表实验室 热工实验室 二、附属建筑 80 260 办公用房 2400 2400 2400 2400 包括环保检测120m，通信2150m。同时已包括运行分场、安全教育、资料室等。 仅适应严寒地区，非严寒地区不设汽车库。 与当地消防部门结合建设。 2汽车库 消防车库 主入口传达室 次入口传达室 500 600 50 30 500 600 50 30 500 600 50 30 500 600 50 30 三、公共福利建筑 职工食堂 招待所 夜班宿舍 400 500 600 500 600 800 400 500 600 500 600 800 距离城市超过50km时指标。 15.9.3 属于企业办社会范畴的行政经济用房的建筑面积不予考虑（如银行、邮局、工商、居委会等）。

15.9.4 当规划容量超过4台机组时，公共福利建筑面积可增加20%。 15.9.5 生产辅助建筑、附属建筑及公共福利建筑宜合并建设，尽量减少占地。检修维护间与金属实验室、高压实验室宜合并建设；材料库部分尽量与检修部分合并建设或靠近布置。

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火力发电工程设计导则

15.9.6 生产辅助建筑、附属建筑及公共福利建筑的门窗选择本着实用、经济的原则，并考虑节能和门窗的发展趋势确定门窗的选用材质，生产辅助建筑以中档水平为确定原则；附属建筑及公共福利建筑的门窗以中档偏上水平为确定原则。

门：根据使用功能的不同选择适用的门，标准控制在中档水平。有特殊要求的房间射线探伤室的门选用防射线门。附属建筑及公共福利建筑的主入口等部位的门可适当提高标准。

窗：采用塑钢窗或彩板窗，现阶段尽量以采用塑钢窗为主。

15.9.7 生产辅助建筑、附属建筑及公共福利建筑的外装修材料以涂料为主，空气腐蚀严重不适宜采用涂料的地区可采用普通面砖墙面。选用其它材料时按《火力发电厂建筑装修设计标准》(DL/T5029-94)中二、三级材料控制，尽量采用三级材料。附属建筑及公共福利建筑局部可采用一级材料装饰。

15.9.8 生产辅助建筑、附属建筑及公共福利建筑的内装修应遵循实事求是的原则，装修标准采用中等水平，装修材料的选用按《火力发电厂建筑装修设计标准》(DL/T 5029-94)中二、三级材料选用，尽量采用三级材料。附属建筑及公共福利建筑局部可采用一级材料装饰。

16 采暖、通风和空气调节

16.1 主厂房采暖、通风 16.1.1 采 暖

16.1.1.1 严寒地区主厂房采暖热媒宜采用蒸汽。

16.1.1.2 主厂房采暖计算时不考虑设备散热量，计算围护结构基本耗热量时，室内采暖计算温度按5℃计算。

16.1.1.3 主厂房采暖可采用散热器、暖风机及空气幕，但应尽量以布置散热器为主，且散热器供暖与热风供暖系统分开，每台机炉采暖系统分开。

16.1.1.4 寒冷、严寒地区紧身封闭锅炉房运转层平台应封闭与锅炉房上部断开，以降低冬季锅炉房内纵向温差过大。

16.1.2 通 风

16.1.2.1 主厂房宜采用自然通风方式，经过自然通风计算不能满足卫生及

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火力发电工程设计导则

生产要求时，可采用机械通风相结合的方式。机械通风系统与消防控制系统联锁。

16.1.2.2 自然通风进排风窗（开启面积）计算时，只考虑热压作用，严寒地区，不宜使用百叶窗进风。

16.1.2.3 寒冷、严寒地区主厂房进风面积既要满足夏季通风要求，更要特别注意冬季采暖问题，尽量做到少开窗。

沿海地区主厂房通风设备应考虑防止盐雾腐蚀措施。 16.1.2.4 氢冷发电机组汽机房最高点设置排氢设施。

16.1.2.5 为改善气流组织的合理，避免产生通风死角，可在夹层和底层设置射流风机。

16.2. 主厂房空气调节

16.2.1 集中控制楼宜设全年性集中式空调系统，空气处理设备按2×100%或者3×50%配置。当仪表控制、电子等设备明确对工作环境的温度、湿度没有精度要求时，可采用单元式空调机。

16.2.2 沿海地区空调系统设备和配件应采取防止盐雾腐蚀措施。 16.2.3 空调应设置自动控制系统。空调系统与消防控制系统联锁。 16.2.4 主控制室、网络控制室、继电器室宜设置分体风冷空调系统。 16.2.5 免维护蓄电池室设置事故排风装置，事故排风装置可兼做通风用。免维护蓄电池室夏季室内温度不超过30℃，通风不能满足要求时，可设置防爆空调，并应避免空调送风口直吹蓄电池。

16.3 制冷站

16.3.1 多台机组的电厂制冷站不宜集中布置，一般应分散布置在空调冷负荷中心区域。

16.3.2 为控制室、电子设备间、计算机室等空调系统提供冷媒的冷水机组，宜按2×100%配置，其他舒适性空调系统的冷水机组不设备用。制冷剂应符合蒙特利尔条约规定。

16.3.3 应根据电厂水资源情况确定冷水机组的冷却方式。 16.4 采暖加热站

16.4.1 采暖热网加热器的容量和参数，应根据采暖通风空调的负荷选择，

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火力发电工程设计导则

当采用两台或两台以上时，任何一台停止运行，其余加热器应满足热负荷的60%-70%的需要(严寒地区取上限)。

16.4.2 循环水泵的台数应结合热网运行调节方式确定，一般不少于两台，其中一台备用，当选用四台或四台以上时，可不设备用。并联运行的水泵应具有相同特性。

16.5 输煤系统采暖通风除尘 16.5.1 采暖通风

16.5.1.1 寒冷地区输煤系统采暖热媒宜采用蒸汽。当采暖热媒采用热水时，应将全厂采暖系统按工作压力高低分开设置。

16.5.1.2 输煤系统栈桥不设窗时应采用自然通风或者机械通风装置，并控制栈桥内断面风速不大于0.5m/s。

16.5.1.3 严寒地区冬季采暖负荷应考虑通风除尘的冷风侵入。 16.5.2 除 尘

16.5.2.1 输煤除尘采用综合治理方式，局部较大的尘源点设置机械除尘装置。 16.5.2.2 除尘器的选型应根据煤质、运行、气候、水电资源等条件，综合分析确定。

16.5.2.3 严寒地区卸煤沟上部不宜采用喷水除尘。 16.5.2.4 除尘器的启停与皮带连锁，并进入输煤程控系统。 16.6 蒸汽采暖凝结水的回收及利用

厂区及主厂房蒸汽采暖凝结水应采用闭式回收，回收利用可采用以下方案：经过除铁过滤处理，回收至采暖加热站，作为水 — 水加热器的加热水源，可以回收余热量，一部分可以作为热水采暖系统的补水，检测合格的水可接入凝汽器，进入热力系统。

16.7 采暖热水管网

16.7.1 厂区热水管网规模不宜过大，多台机组的电厂采暖热水管网可分开设置。

16.7.2 地下水位深的地区，采暖热水管道宜采用直埋方式，管道热补偿尽量采用方形补偿。

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火力发电工程设计导则

16.7.3 生活用汽、解冻用汽管道应与采暖用汽管道分开。 16.8 暖通自动控制系统

16.8.1 加热站、制冷站和集中空调系统设置集中控制方式。具有远方/就地控制功能，并设置就地仪表，应能分为手动或自动控制。

16.8.2 自动控制系统应能检测，系统运行参数，设备状态显示，调节阀工作状态以及工艺系统报警连锁保护等。

16.8.3 自动控制系统应简单、可靠。根据需要主厂房通风系统的远程控制也可纳入自动控制系统中。

16.8.4 采暖加热站循环水宜采用定流量质调节。

17 环 境 保 护

17.1 总的设计依据

环境保护设计应执行国家环境保律法规；污染物排放不得超过国家或地方规定的排放标准和主要污染物总量控制指标；环境影响报告书及环境保护行政主管部门对环境影响报告书的批复文件是环境保护的设计依据之一，其中规定的各项污染防治措施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行。

污染防治设施设计效果须满足国家环境保护标准或地方环境保护标准的要求。

17.2 关于厂址选择的环境保护规定

17.2.1 厂址选择须符合国家及地方环境保护规划、地方总体规划。根据国家环保总局、国家发展和改革委员会环发［2003］159号“关于加强燃煤二氧化硫排放污染防治工作的通知”；大中城市建成区和规划区，原则上不得新建、扩建燃煤电厂（热电联产项目除外）。

17.2.2 厂址选择及污染物排放须符合项目所在地空气环境、水环境、声环境功能区划、海洋环境功能区划，并根据当地总体规划，结合环境、水源、交通、地质、灰渣处理等条件全面考虑。厂址禁止选择在饮用水水源保护区、自然保护区、有重要开采价值的矿藏区、名胜古迹和风景游览区，应尽量避开生态敏感与

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火力发电工程设计导则

脆弱区和社会关注区。

17.2.3 在城市（镇）附近选址，宜布置在城市（镇）最小风频的上风向，不得选在主导风向的上风向。

17.2.4 严格控制占地规模，原则上不得占用基本农田、基本草原、沙化土地封禁保护区、文物保护单位的保护范围用地和建设控制地带。

17.2.5 根据国家发展和改革委员会发改能源［2004］8号“国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知”，在北方缺水地区，新建、扩建电厂禁止取用地下水，严格控制使用地表水，鼓励利用城市污水处理厂的中水或其它废水。原则上应建设大型空冷机组。这些地区建设的火电厂要与城市污水处理厂统一规划，配套同步建设。坑口电站项目首先考虑使用矿井疏干水。

17.2.6 电厂排水口选址，应选择水文、水力、地质及扩散条件好的水域。在“地表水环境质量标准GB3838”中Ⅰ、Ⅱ类水域和Ⅲ类水域划定的保护区、“海水水质标准GB3097”中的一类海域、生活饮用水源地、风景名胜区水体、重要渔业水体和其他有特殊经济文化价值的水体的保护区内，禁止新建排污口。在保护区附近新建排污口，必须保证保护区水体不受污染。

17.2.7 灰场场址选择执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）关于场址选择的环境保护要求。所选场址应符合当地城乡建设总体规划要求；应选在工业区和居民集中区主导风向下风侧，厂界距居民集中区500m以外；应选在满足承载力要求的地基上，以避免地基下沉的影响，特别是不均匀或局部下沉的影响； 应避开断层、断层破碎带、溶洞区，以及天然滑坡或泥石流影响区；禁止选在江河、湖泊、水库最高水位线以下的滩地和洪泛区； 禁止选在自然保护区、风景名胜区和其他需要特别保护的区域；应优先选用废弃的采矿坑、塌陷区；应避开地下水主要补给区和饮用水源含水层；应选在防渗性能好的地基上，天然基础层地表距地下水位的距离不得小于1.5m。

17.3 烟气污染防治

17.3.1 东中部地区以及西部“两控区”内新建、改建和扩建燃煤电厂，要严格按照基本建设程序审批，同步配套建设脱硫设施。西部“两控区”以外的燃煤电厂，不符合国家排放标准、总量控制等环保要求以及没有环境容量的，也要同步配套建设脱硫设施；符合环保要求的，可预留脱硫场地，分阶段建设脱硫设

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火力发电工程设计导则

施；建设燃用特低硫煤（含硫量小于0.5％）的坑口电站，有环境容量的，可暂不要求建设脱硫设施，但必须预留脱硫场地。

17.3.2 火电厂烟气脱硫工艺选择应遵循经济有效，安全可靠，资源节约，综合利用的总原则，因地制宜选取最优工艺。对燃煤发电机组，烟气脱硫工艺选择应符合国家环保总局、国家经贸委、科技部环发[2002]26号文“燃煤二氧化硫排放污染防治技术”的要求，具体可参照本导则“17.10”条。

17.3.3 燃煤电厂必须安装除尘器，可根据须达到的排放标准、煤质灰分以及技术可靠性选择合适的除尘器型式。大型火电厂通常采用静电除尘器，但灰特性特殊的（如准格尔煤：Al2O3所占比例＞45%，飞灰比电阻偏高，120℃时＞1.0×1012Ω.cm），可采用布袋除尘器。

17.3.4 燃煤电厂应采用低氮燃烧技术，降低NOX排放水平。新建或扩建火电厂须预留烟气脱除NOX装置空间（可参照本导则“17.11”条款）；在大中城市没有环境容量或机组规模较大的电站群、NOX排放量较大时，应采取烟气脱氮措施。

17.3.5 火电厂烟囱高度应根据环境影响评价确定，并不得低于锅炉或锅炉房的2～2.5倍。当烟囱高度受机场净空、景观或较高的环境保护要求等时，在技术经济合理的条件下，可选择多管集束式烟囱；经环境影响评价及环境保护行政主管部门批复后，也可采用冷却塔排烟方案。

17.3.6 烟气污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》（BG13223-2003）；烟气污染物对环境的影响执行《环境空气质量标准》（BG3095-1996）和环发［2000］1号“关于发布《环境空气质量标准》（BG3095-1996）修改单的通知”。

17.4 水污染防治

17.4.1 设计中必须执行“一水多用、节约用水、清污分流”的原则。积极采取一水多用和废水重复利用措施，建立给排水平衡的水务管理系统。

17.4.2 火电厂各类废水可根据情况采取集中处理和分散处理方式进行处理。

17.4.3 位于城市的火电厂，其生活污水可引入城市污水处理系统统一处理。其它地区的火电厂可根据实际情况选用适宜的处理方式。

17.4.4 当火电厂采用直流循环冷却相同时，向水体排放的温排水应当采取

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火力发电工程设计导则

措施，保证受纳水体的水温符合水环境功能及相应的水环境质量标准，防止热污染危害。应控制温排水中的余氯量。

17.4.5 火电厂各类废水按受纳水体环境功能，排放执行《污水综合排放标准》（GB78-1996），并保证受纳水体水质符合《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）相应标准；向具有农灌功能的水体排放废水，应当保证其下游最近的灌溉取水点的水质符合农田灌溉水质标准。

17.5 噪声污染防治

17.5.1 火电厂的噪声防治应首先从声源上进行控制，要求设备制造厂商提供符合国家噪声标准规定的设备。对于从声源上无法根治的设施、设备，应采用有效的消声、隔振、隔声、吸声等噪声控制措施。

17.5.2 火电厂的汽水管道及烟风煤粉管道等的设计，应合理布置，并采用正确的结构，防止产生振动和噪声。

17.5.3 火电厂总平面布置应结合地形及厂址周围环境敏感点的分布情况，合理规划布局，并尽量利用建构筑物、绿化物等减弱噪声的影响。对造成厂界外环境敏感点噪声污染的厂界可设置隔声墙或采取其它措施，保证环境敏感点噪声达标。

17.5.4 对不构成噪声污染的噪声超标厂界，可与规划部门及环保部门协商，预留适当的噪声防护距离，并取得相应文件。

17.5.5 火电厂厂界噪声应按厂址所在地区声环境功能，执行《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）的相应标准值。

17.6 灰渣污染防治和综合利用

17.6.1 火电厂粉煤灰综合利用应“因地制宜、多种途径、讲究实效”，考虑直接利用、技术成熟和用灰量大的工艺。厂内除灰渣工艺应考虑综合利用的需要，安装干灰干排、粗细分排和灰渣分排的原则，设计粉煤灰的输送贮运系统，配置装灰机具和运灰车辆。

17.6.2 火电厂粉煤灰属第Ⅱ类一般工业固体废物。贮灰场应按《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）的相关要求进行防渗、防洪、防尘设计，当天然基础层的渗透系数大于1.0×10-7cm/s时，应采用天然或人

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火力发电工程设计导则

工材料构筑防渗层，防渗层的厚度应相当于渗透系数1.0×10-7cm／s和厚度1.5m的粘土层的防渗性能。

17.6.3 水灰场须设置灰水回收装置；干灰场须设置抑尘、喷水、碾压设施。粉煤灰与脱硫副产品－石膏应分区单独贮存，以便于综合利用。

17.6.4 禁止向水体排放、倾倒固体废弃物；禁止在江河、湖泊、运河、渠道、水库最高水位线以下的滩地和岸坡堆放、存贮固体废弃物。

17.7 清洁生产和总量控制

17.7.1 环境保护设计应采用资源利用率高、污染物排放量少的设备和工艺，采用经济合理的废弃物综合利用技术和污染物处理技术；对生产过程中产生的废物、废水和余热等进行综合利用或者循环使用；采用能够达到国家或者地方规定的污染物排放标准和污染物排放总量控制指标的污染防治技术。

火电厂发电标准煤耗指标应符合国家发展和改革委员会发改能源［2004］8号“国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知”中的有关要求、耗水指标应符合GB／T116.1-2002《取水定额 第1部分：火力发电》以及本导则的要求；水的重复利用应符合DL／T783-2001《火力发电厂节水导则》的要求；单位发电量的污染物产生量应达到国内先进水平。

热电联产项目的热电比、热效率应符合国家计委、国家经贸委、国家环境保护局、建设部联合发布的计基础［2000］1268号文《关于发展热电联产的规定》的有关要求。

17.7.2 新建、扩建、改建的火电建设项目应实施污染物排放总量控制。火电建设项目主要污染物排放总量控制因子为：二氧化硫和烟尘。二氧化硫和烟尘排放控制指标由各省、自治区、直辖市环境保护局核定。在核定污染物排放控制指标时要说明指标的具体来源。

污染物总量指标的来源，可由地方环境保护行政主管部门从本地区指标内下达或通过区域环境整治进行调剂。也可在集团公司环境规划的指导下，以满足新扩改项目的总量需求为原则，从本企业或集团公司内部解决。

17.8 水土保持方案 17.8.1 水土保持设计原则

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火力发电工程设计导则

(1) 全面贯彻《中华人民共和国水土保持法》、《中华人民共和国水土保持法实施条例》以及水利部、国家计委、国家环保局（1994）013号文关于《开发建设项目水土保持方案管理办法》、水利部[1995]第5号令《开发建设项目水土保持方案编报审批管理规定》等有关法律法规文件。

(2) 以“谁开发谁保护”，“谁造成水土流失谁治理”为基本原则。 (3) 密切结合项目特点，从实际需要出发，坚持工程措施与植物措施相结合，认真贯彻“预防为主、全面规划、综合防治、因地制宜、加强管理、注重效益”的水土保持方针。

(4) 坚持水土保持与生态环境保护相结合的原则。

(5) 坚持“水土保持工程必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用”的“三同时”原则。

(6) 坚持水土保持方案具有投资省、效益好和可操作性强的原则。 17.8.2 环境保护设计应依据项目水土保持方案报告提出的水土保持措施进行设计。可根据工程具体情况、水土流失特点、区域自然条件等因素，将水土流失防治分为三个区：厂址区（包括厂区、施工区、施工生活区等）、贮灰场区和厂外设施区（包括水源地及补给水管线、铁路专用线、厂外公路、排水管线、输灰管线等），分区落实防止水土流失的工程措施和植物措施。

17.8.3 火电厂建设过程中应尽量少占水土保持设施；弃土弃渣等必须堆放在规定的专门存放地，不得向江河、湖泊、水库和专门存放地以外的沟渠倾倒；因建设使植被受到破坏的，必须采取措施恢复表土层和植被，防止水土流失。

17.9 环境保护管理和监测计划

17.9.1 火电厂应设置环境保护管理机构并配备专职人员。

17.9.2 火电厂环境监测站面积参照本导则表15.9.1“辅助、附属及公共福利建筑面积”；设施及专职人员数可参照原电力工业部颁布的《火电行业环境监测管理规定》执行。

17.9.3 火电厂环境监测计划可参照《火电厂环境监测技术规范》（DL/T 414－2004）执行，也可根据项目所在地环保行政主管部门的要求进行。

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火力发电工程设计导则

17.10 烟气脱硫

17.10.1 大容量机组烟气脱硫一般应采用石灰石-石膏湿法脱硫方式，在得到环保、海洋渔业、海洋养殖业等部门的充分认可后，沿海电厂也可采用海水脱硫方式。

17.10.2 在取得环保行政主管部门同意的前提下，优先采用不设GGH（烟气换热器）的脱硫系统；对于改建机组，当采用GGH后可不进行烟囱改造时，宜采用设GGH的烟气脱硫系统。

17.10.3 石灰石－石膏湿法脱硫的吸收剂制备系统，一般不宜在厂内设置石灰石破碎机。

17.10.4 多炉合用一套吸收剂浆液制备系统时，石灰石湿式球磨机及石灰石浆液旋流分离器的台数宜采用n台方案。当一台磨停运时，其他磨总出力应能满足设计工况下最大机组石灰石消耗量的75%和其他机组石灰石消耗量的100%的需求量，且不小于校核工况全部机组石灰石消耗量的75%。

17.10.5 多炉合用一套石膏脱水系统时，石膏脱水机的台数宜采用n台方案。当一台设备停运时，其他设备总出力应能满足设计工况下最大机组75%的石膏产量和其他机组100%的石膏产量，且不小于校核工况全部机组石膏产量的75%。

17.10.6 脱硫烟气系统宜采用设增压风机的方案。

脱硫增压风机宜装设在脱硫装置进口处，风机型式宜与引风机一致。 17.10.7 脱硫设备原则上不考虑备用设备。除国内制造尚不过关的关键部件进口外，应尽量采用国产（化）设备。

17.11 烟气脱硝（烟气脱除NOx）

17.11.1 新建机组应预留脱硝装置空间，一般应在可研阶段确定预留脱硝的深度。

17.11.2 脱硝技术宜采用选择性催化还原（SCR）技术。SCR反应器优先采用布置在省煤器和空预器之间的高灰布置（预留）方案。

1000MW等级机组和有近期实施SCR项目意向的机组，SCR装置宜预留在锅炉构架内。其他机组宜预留在锅炉与除尘器之间。

17.11.3 厂区内还需预留氨水储存和氨气制备系统用地。对于300MW机组宜不少于300m2，600MW机组不少于400m2，1000MW机组适当增加。如设有纯氨储

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火力发电工程设计导则

罐，还需考虑其消防通道。

17.11.4 对于需要装设SCR装置的机组，脱硝效率按环保要求确定。初期宜按只设一层至二层催化剂设计，并预留一层催化剂空间，待今后排放要求更高时改造。

17.11.5 SCR装置对空预器会产生一定影响。预留阶段，空预器宜留有与之相适应的改造条件和空间。如有近期实施SCR项目的意向，可直接采用与SCR装置相适应的空预器。

17.11.6 装设SCR装置，引风机压头有所提高。预留SCR时，引风机基础设计应留有改造的可能性和空间。如近期将实施SCR项目，引风机可按增加后的压头选择。

17.11.7 设置SCR装置后，锅炉炉膛瞬态防爆压力一般不超过±8.7kPa，工程设计中应注意核对。

17.11.8 预留SCR装置，锅炉及尾部构架应考虑SCR反应器及连通烟道的布置空间和通道；基础设计应考虑SCR装置荷载；主梁柱设计宜考虑SCR装置荷载。

18 消 防

18.1 发电厂的消防设计应结合工程具体情况，积极采用新技术、新工艺、新材料和新设备，做到安全适用，技术先进，经济合理。同时应符合国家现行的有关强制性标准的规定。

18.2 电厂的消防给水采用的消防给水系统(带气压罐和稳压装置)，严禁与其他用水系统相连。

18.3 主厂房、贮煤场、点火油罐区周围的消防给水管网应为环状，其它地方可为树枝状。

18.4 消火栓系统的管网，在消防主管部门认同的情况下可与自动喷水、水喷雾灭火系统给水管网合并设置，但必须在控制阀前分开。

18.5 室内消火栓栓口的静水压力超过0.5MPa时应设置减压式消火栓或减压孔板。

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火力发电工程设计导则

18.6 当室内消火栓设在寒冷地区非采暖的建筑物内时，可采用干式消火栓给水系统。

18.7 主厂房内应在底层及运转层的消火栓处或主要通道入口处设置直接启动消防水泵的按钮，并应设置保护设施。

18.8 一组消防水泵的吸水管不应少于两条，当其中一条损坏时，其余的吸水管应能满足全部用水量。吸水管上应装设检修用闸阀。

18.9 消防水泵应设备用泵，当消防水泵按Ⅰ级负荷设计，且为双电源或双回路供电时，备用消防泵可采用电动消防泵，否则，备用消防泵应采用柴油机驱动消防泵。

18.10 消防水泵的停运，应为手动控制。

18.11 当冷却塔数量多于一座且供水有保证时，冷却塔水池可以作为消防水池。 18.12 点火油罐区宜采用低倍数或中倍数泡沫灭火系统。单罐容量大于1000m3的油罐应采用固定式泡沫灭火系统；单罐容量小于或等于1000m3的油罐可采用半固定式泡沫灭火系统；单罐容量小于或等于200m3的油罐可采用移动式泡沫灭火系统。

18.13 点火油罐冷却采用移动式冷却水系统。如因工艺需要采用固定式冷却水系统，其水源可从工业水或杂用水系统引接。

18.14 气体灭火剂的类型、气体灭火系统型式的选择，应根据被保护对象的特点、重要性、环境要求并结合防护区的布置，经技术经济比较后确定。宜采用固定组合分配系统。

18.15 无人值班场所需要采用气体灭火系统时，宜采用二氧化碳灭火系统。有人场所需要采用气体灭火系统时，优先采用洁净气体灭火系统。

18.16 集中控制室、电子设备间、电缆夹层等需要气体消防保护区域，其容积最大宜控制在2000m3以内。

18.17 当电缆夹层容积与其它需要固定式组合分配气体灭火系统保护的区域的容量接近时，电缆夹层也可作为组合分配气体灭火系统的一个保护区，采用气体灭火系统。

18.18 脱硫岛控制室、输煤系统控制室和辅助系统控制室等可只设报警装置，不设固定灭火装置。

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火力发电工程设计导则

18.19 燃气轮机、齿轮箱等宜采用全淹没气体灭火系统，并应设置火灾自动报警系统。

18.20 燃气轮机本体灭火及火灾自动报警系统宜随主机设备成套供货。 18.21 消防控制室宜与单元控制室或主控制室合并设置。 18.22 扩建工程应考虑与原有工程消防系统的共用问题。

19. 工程投资及经济评价

19.1 工程投资

19.1.1 项目划分及编制原则

项目划分的具体内容和专用表格执行工程投资编制期现行的《电力工业基本建设预算管理制度及规定》有效版本。

进行工程取费的具体标准执行工程投资编制期现行的《电力工业基本建设预算管理制度及规定》有效版本。

19.1.2 定额的选用

在可研阶段可以采用工程投资编制期现行的《电力工程建设投资估算指标》—发电工程，也可以采用工程投资编制期现行的《电力工程建设概算定额---建筑工程》、《电力工程建设概算定额---热力设备安装工程》、《电力工程建设概算定额---电气设备安装工程》有效版本。

在初步设计阶段采用工程投资编制期现行的《电力工程建设概算定额---建筑工程》、《电力工程建设概算定额---热力设备安装工程》、《电力工程建设概算定额---电气设备安装工程》有效版本。

19.1.3 材料价格及机械费调整

建筑材料价格执行工程投资编制期现行的《电力工程建设概算定额---建筑工程》中北京地区的材料预算价格，并按当地近期建筑工程材料信息价计列价差。

安装工程装置性材料预算价格执行当地电力建设定额站发布的工程投资编制期现行的《电力建设装置性材料综合预算价格》有效版本。

依据当地电力建设定额站发布的文件调整定额次材与机械费，只取税金，列入价差。

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火力发电工程设计导则

机械台班价格执行工程投资编制期现行的《电力建设工程施工机械台班费用定额》有效版本。

19.1.4 设备价格 (1) 设备原价

在可研阶段锅炉、汽轮机、发电机三大主设备可以采用集团公司针对本工程的招标合同价或参考工程投资编制期现行的《火电、送电、变电工程限额设计参考造价指标》有效版本价格计列；其他设备价格参考工程投资编制期现行的《火电、送电、变电工程限额设计参考造价指标》有效版本价格或参考近期同类工程合同价计列。

在初步设计阶段锅炉、汽轮机、发电机三大主设备采用集团公司针对本工程的招标合同价计列；其他设备价格有本工程合同价的按合同价计列，无本工程合同价的参考工程投资编制期现行的《火电、送电、变电工程限额设计参考造价指标》有效版本价格或参考近期同类工程合同价计列。

(2) 设备运杂费

设备运杂费包括设备的采购、运输（从设备制造厂运达项目所在地设备仓库）费用，上、下站装卸费、保管费、运输保险费。需要注意下述情况：

a. 如果有因运输超限设备而发生的桥涵加固、信号灯改移等铁路、公路改造而发生的措施费用，则列入大件运输措施费。

b. 如果设备招标合同确定的设备交货地点火车运输在工程所在地的铁路专用线（车上），汽车运输在设备安装现场（车上）；设备招标合同价格中包括此部分费用，则只计取设备厂交货点至现场段的运杂费。当电厂无铁路专用线时（即在电厂附近铁路车站交货）按1.06%计取；有铁路专用线时，则设备运杂费只计取下站装卸费和保管费，按0.7%计取；计算方式为设备原价*费率。

19.1.5 人工工资

综合工日单价按照六类地区工资标准计列,如果工程项目所在地地区工资类别为六类以上地区,则按工程投资编制期现行的《电力工业基本建设预算管理制度及规定》有效版本中系数调整。

地区工资性津贴调整和定额人工工日单价调整执行电力定额站文件，只取税金。

19.1.6 工程量

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火力发电工程设计导则

依据各设计专业提供的设备及材料清册以及工程量资料等资料计算。 各编制单位在可研投资估算和初步设计概算文件中应附有主要工程量一览表，表格形式如下：

序 号 一 二 主厂房体积 炉墙砌筑 汽水管道，其中： 三 高压管道 中低压管道 四 五 烟风煤管道 全厂保温油漆 全厂电缆，其中： 六 电力电缆 控制电缆 七 八 桥架 厂区征地面积 项 目 名 称 单 位 m m t t t t m km km km t hm 2333数 量

19.1.7 基本预备费

基本预备费在可研阶段按8%计列；如果在投资估算中锅炉、汽轮机、发电机的设备价格已按集团公司针对本工程的招标合同价格计列，则三大主机设备价格的基本预备费按4.5%计取，其他仍按8%计列。

基本预备费在初步设计阶段按4.5%计列。 19.1.8 价差预备费

价差预备费是从编制年至竣工年期间建筑工程费、安装工程费、设备购置费、其他费用上涨而预备的费用，价差预备费是否计列根据国家文件发布的物价上涨指数考虑；工程投资价格水平基准年到工程投资编制时的性文件变化，材料与设备的价差可暂列入价差预备费。

19.1.9 投资价格水平基准年度

原则上工程投资编制完成在当年一季度以前则价格水平基准年度为工程投资

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火力发电工程设计导则

编制完成的前两年。如果工程投资编制完成在当年一季度以后则价格水平基准年度为工程投资编制完成的上一年。

根据静态控制、动态管理的要求与价格水平基准年度的定义，一般编制某年水平时，只执行该年12月31日以前生效的性规定；由于来年一季度是过渡期，在此期间生效的重要性规定，也可认定为该价格水平基准年度的编制依据，但要在编制说明中阐明。

19.1.10 其他需要说明的问题 19.1.10.1 工程投资

(1) 系统二次部分某些尚无定额，往往采用包干方式实施。其费用暂按下列标准计列：

a. 电厂设置电能量计量系统时，总投资控制在50-70万元。 b. 三级数据网在电厂端配备接入设备两套，每套计列20-40万元。 c. 当需要在电厂配备继电保护故障信息管理系统子站时，可计列30万元。 (2) 下述费用不计列投资：

a. 应由科技三项费用（即新产品试制费、中间试验费和重要科学研究补助费）开支的项目。

b. 应由管理费开支的鉴定、检查和试验费。

c. 应由勘察设计费、勘察设计单位事业费中开支的项目。 d. 火电工程原则不计列中心修配厂费用。 e. 原则不计列大屏幕显示器费用。

f. 原则不计列入炉煤煤质连续分析设备和软件费用。 g. 原则不计列机组性能优化软件费用。

(3) 实验室、监测站和机、炉检修间仪器设备实行总金额控制：

a. 单机容量为300MW及600MW级的工程，当机组台数为4台及以下时，机炉检修间设备按60万元计列。

b. 新建金属实验室按60万元计列。

c. 新建化学实验室按100万元计列，当电厂采用汽车运煤时，如果在受煤点设置简易分析室，配备发热量测试仪器，此时，总金额可上调到120万元。

d. 新建电气实验室按100万元计列。 e. 新建热工实验室按100万元计列。

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火力发电工程设计导则

f. 新建环保监测站按60万元计列；新建劳保监测站按35万元计列 (4) 劳动安全和职业卫生的预评价所需费用不属于前期工作费用，应以合同为准，单独列入工程费；当未能取得合同前，2-4台300MW机组可按40万元估列；2-4台600MW机组可按60万元估列。

(5) MIS、SYS的造价控制参见第11章 热工自动化中的费用要求，投运后可以移交生产单位的硬件和软件，应由工程投资中MIS系统费用中支付，不单独计列。

(6) 四大管道装置性材料综合价中阀门的配置包括了必要的进口阀门，所以一般不再单独计列进口阀门价差费用。

(7) 中转站吊车一般不配置，采用租用或其他方式解决，如需配置时，费用从设备运杂费中支出，不单独计列。

19.1.10.2 其他费用

(1) 建设场地征、租地费应按设计单位设计的征、租地数量及工程所在地省级主管部门规定的标准计算，并取得相关文件。地震灾害评价及地质灾害危险性评价等与土地相关的费用也可列入土地占用及清理费。

(2) 前期工程费在可研阶段按勘察设计费的10%计列，初步设计阶段再根据审计后的前期工程费实际发生额计列；对于筹建期较长的项目，在可研阶段也可将前期费用按实际测算计列，以避免概算超可研估算。

(3) MIS系统设计与编码费用不单独计列。

(4) 工程监理费的范围从施工准备至移交试生产全过程的费用，设计监理费应按咨询费计列费用。

(5) 根据设备采购合同需对设备进行考核试验时，所发生的费用可以在工程投资中计列。

(6) 特殊项目调试费用原则不计列，工程中如果确实发生该项调试费用的，如主变压器局放等，可以计列。

(7) 调试配合费暂按每千瓦3-5元计列。

(8) 后评价费2台300MW暂按100万元；4台300MW或2台600MW暂按150万元；4台600MW暂按200万元计列，集团公司明确不进行后评估的工程，不计列本项费用。

19.1.10.3 资金来源及筹措

火力发电工程设计导则

在可研阶段应具备贷款银行同意贷款的承诺函。 19.1.10.4 建设期贷款利息

按审定的施工组织设计工期计算建设期贷款利息。 19.1.11 编制单位应做的对比分析

19.1.11.1 在可研阶段应做下列对比分析：

(1) 与电力规划设计总院最新颁发的限额设计控制指标对比分析。 (2) 与初可研投资估算对比分析或与可研设计投标的投资估算进行对比分析。

19.1.11.2 在初步设计阶段应做下列对比分析：

(1) 与电力规划设计总院最新颁发的限额设计控制指标对比分析。 (2) 与可研投资估算对比分析。

19.1.12 编制单位应根据不同阶段提供相应的反映影响工程造价的主要技术经济指标一览表。

19.2 经济评价

19.2.1 经济效益分析编制依据

19.2.1.1 国家计委和建设部《建设项目经济评价方法和参数》（第二版）。 19.2.1.2 电力规划设计总院《电力建设项目经济评价方法实施细则》（试行）

19.2.2 经济效益分析原则

19.2.2.1 按反算电价模式进行经济效益分析，即，按照给定的注册资本金内部收益率，测算项目上网电价，并据此测算的上网电价计算各项经济指标。

19.2.2.2 同时可以采用正算模式进行经济效益分析，即根据电厂所在电网的上网电价进行经济效益分析，计算各项经济指标。

19.2.2.3 另外，也可以按照投资方指定的经济指标及其它的约束条件，测算其它经济指标或边际成本，如：

(1) 上网电量：根据投资方的期望收益和预测的上网电价、标煤价格、工程投资测算项目的边际上网电量。

(2) 上网电价：根据投资方的期望收益和预测的上网电量、标煤价格、工程投资测算项目的边际上网电价。

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火力发电工程设计导则

(3) 标煤价格：根据投资方的期望收益和预测的上网电量、上网电价、工程投资测算项目的边际标煤价格。

(4) 工程投资：根据投资方的期望收益和预测的上网电量、上网电价、标煤价格测算项目的边际工程投资。

19.2.3 财务报表设置

按原电力工业部电力规划设计总院电规经（1994）15号文“关于印发《电力建设项目经济评价基本报表及辅助报表编表》说明及案例的通知” 进行财务报表设置。财务报表如下：

19.2.3.1 基本报表： (1) 现金流量表

现金流量表反映项目建设期和生产经营期整个计算期内各年的现金收支（现金流入和现金流出），用以计算各项动态和静态评价指标，进行项目财务盈利能力分析。按投资计算基础的不同，现金流量表分别为：全部投资、自有资金和资本金现金流量表。

(2) 损益表

损益表反映项目计算期内各年的利润总额、所得税及税后利润的分配情况，用以计算投资利润率、投资利税率和资本金利润率等指标。

(3) 资金来源与运用表

资金来源与运用表反映项目计算期内各年的资金盈余或短缺情况，用于选择资金筹措方案，制定适宜的借款及偿还计划，并为编制资产负债表提供依据。

(4) 资产负债表

资产负债表综合反映项目计算期内各年末资产、负债和所有者权益的增减变化及对应关系，以考察项目资产、负债、所有者权益的结构是否合理，用以计算资产负债率、流动比率及速动比率等指标，并进行清偿能力分析。

19.2.3.2 辅助报表： (1) 投资计划与资金筹措表

投资计划与资金筹措表按合理工期和拟定的建设计划，反映项目建设期间建设资金的筹措计划和资金的逐年安排计划。

(2) 借款还本付息计算表

借款还本付息计算表反映根据借款条件与约定，在还款期间逐年应偿还的本

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火力发电工程设计导则

金及利息，并分析项目的偿债能力。

(3) 资金估算表

流动资金估算表按照流动资金等于流动资产减流动负债的公式，反映项目整个生产期内项目生产对流动资金的需求。

(4) 固定资产折旧和无形及递延资产摊销估算表

固定资产折旧和无形及递延资产摊销估算表反映项目整个生产期内逐年的折价及摊消费估算。

(5) 总成本费用估算表

总成本费用估算表反映项目整个生产期内逐年的生产经营过程所发生的物质消耗、劳动报酬及各项费用。总成本费用包括生产成本和财务费用，生产成本包括燃料费、用水费、材料费、工资及福利费、折旧及摊消费、修理费和其他费用，财务费用包括长期贷款和流动资金贷款的利息支出、汇兑净支出和其他。

(6) 售收入和销售税金及附加估算表

销售收入和销售税金及附加估算表反映项目整个生产期内逐年销售收入和销售税金及附加，销售收入包括售电收入和售热收入及其他。

19.2.4 评价指标 (1) 机组总容量（MW） (2) 项目动态总投资（万元） (3) 单位投资（元/KW） (4) 流动资金（万元）

(5) 电价（元/MWh，包括含税电价和不含税电价） (6) 热价（元/GJ，包括含税热价和不含税热价） (7) 投资利润率（%） (8) 投资利税率（%） (9) 资本金净利润率（%） (10) 内部收益率（%） (11) 财务净现值（万元） (12) 投资回收期（年） 19.2.5 敏感性分析

敏感性分析是通过预测、分析项目主要因素发生变化时对经济效益的影响，

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火力发电工程设计导则

从中找出敏感因素，并确定其影响程度。在敏感性分析的过程中，对敏感因素的选择、敏感幅度以及敏感步长的确认，应征询投资方的同意。

电力建设项目财务评价的敏感性分析中，敏感因素主要包括：工程投资、燃料价格、年发电量和上网电价。

反算电价模式进行敏感性分析时，当上述敏感因素向不利于项目经济效益方向变化时，将导致计算的上网电价提高，反之电价降低，所谓不利于项目经济效益指的是工程投资增加，燃料价格提高，年发电量减少等；

正算电价模式进行敏感性分析时，电价提高将导致项目经济指标全面提高，反之降低；

19.2.6 评价结论

为提高评价工作的质量，经济效益分析应包括明确的评价结论，评价结论应力求客观公正，真实准确，避免评价结果失真，为投资方项目决策提供可靠的经济评价依据。

19.2.7 评价参数

评价所使用的参数，包括投资类参数、成本类参数和损益类参数原则上执行集团公司审批的标准。

集团公司审批的标准，指的是项目生产成本中有关指标，包括：发电材料费指标、发电其它费用指标、年均人工工资标准和福利费系数等。

19.2.8 其它

为满足投资方的要求，经济效益分析应考虑投资方资本筹集所发生的资金成本，并编制相应的经济评价。

按国家法定资本金制度，资本金指的是投资方的自有资金，在财务评价中是不考虑其资金成本的，本条所指系考虑到，多数投资方在具体资金运作中，均不同程度利用资金市场，通过拆借拆兑等合法方式补充自有资金的不足，满足项目建设的需要，因此该部分资金发生必要的额外成本也是可以理解的。

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