路径: 主页 > GB/T > 第130页 > GB/T 51106-2015

[PDF] GB/T 51106-2015 - 英文版

标准号码	内文	价格美元	第2步(购买)	交付天数	标准名称	状态
GB/T 51106-2015	英文版	1809	GB/T 51106-2015	[PDF]天数 >=10	火力发电厂节能设计规范	有效

基本信息
标准编号	GB/T 51106-2015 (GB/T51106-2015)
中文名称	火力发电厂节能设计规范
英文名称	Energy conservation code for design of fossil fired power plants
行业	国家标准 (推荐)
中标分类	Q40
国际标准分类	81.080
字数估计	86,887
发布日期	2015-05-11
实施日期	2016-02-01
引用标准	GB 50049; GB 50176; GB 50189; GB 50217; GB 50660; GB 50736; GB 50764; GB 2624; GB/T 7106; GB/T 10184; GB/T 13462; GB/T 13957; GB 18613; GB/T 18916.1; GB 19762; GB 20052; GB/T 21369; GB 24790; JGJ 26; JGJ 75; JGJ 134; DL/T 5121; DL/T 5240
标准依据	住房和城乡建设部公告第815号
发布机构	中华人民共和国住房和城乡建设部;中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局
范围	本规范适用于新建、扩建、改建的燃煤和燃气发电工程的节能设计。

GB/T 51106-2015: 火力发电厂节能设计规范 GB/T 51106-2015 英文名称: Energy conservation code for design of fossil fired power plants 1 总则 1.0.1 为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，做到安全可靠、节约能源和经济合理，制定本规范。 1.0.2 本规范适用于新建、扩建、改建的燃煤和燃气发电工程的节能设计。 1.0.3 火力发电厂节能设计应遵循国家有关方针、政策和法规，结合工程具体情况，积极选用新工艺、新设备、新技术和新材料。 1.0.4 火力发电厂节能设计的技术方案应通过技术经济综合分析后确定。 1.0.5 火力发电厂工艺设备选择应符合国家对设备能效限定值和节能评价值的规定，采用技术成熟和性能优良的产品。 1.0.6 火力发电厂节能设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2 术语 2.0.1 设计煤种 design coal 电厂运行时最常用的煤种，是燃煤电厂锅炉设计，燃烧、烟风、烟气处理等与系统设计及相关系统的辅机设计时所采用的煤种。 2.0.2 校核煤种 check coal 在进行燃煤电厂锅炉设计，燃烧、烟风、烟气处理等系统设计及相关系统的辅机设计时，保证相关设备和系统能够安全运行并满足最基本性能所采用的煤种。 2.0.3 风机选型点 fan test block 在锅炉最大连续蒸发量的工况下，所计算出的风机风量、压头，再加一定的裕量后，相应在风机流量-压头特性曲线上的对应点。 2.0.4 余热回收 heat recovery 在一定的经济技术条件下，通过改进工艺结构和增加节能装置等方式回收利用未被合理利用的显热和潜热。 2.0.5 余压回收 pressure recovery 在一定的经济技术条件下，通过改进工艺结构和增加节能装置等方式回收利用生产过程中所释放出来的多余的压差能。 3 基本规定 3.0.1 新建、扩建、改建工程的节能设施应与主体工程同时设计、同时建设、同时运行。 3.0.2 火力发电厂设计时应采用技术先进、经济合理、能耗低的节能工艺、设备与措施。 3.0.3 火力发电厂的设计取水量指标不应超过现行国家标准《取水定额第一部分：火力发电》GB／T 18916.1所规定的装机取水量定额指标。 3.0.4 火力发电厂的设计耗水量指标应根据当地水资源条件和工艺方案按本规范的附录A执行。 3.0.5 建筑气候分区应符合现行国家标准《民用建筑热工设计规范》GB 50176的有关规定。 4 机械工艺系统 4.1 一般规定 4.1.1 机械工艺系统的设计应满足燃煤机组在设计煤种和校核煤种范围内安全、高效、稳定、满发运行的要求。 4.1.2 设计煤种和校核煤种应选择可靠的煤源。锅炉实际燃用煤种应在设计煤种和校核煤种范围内，至少应有一种校核煤种发热量低于设计煤种发热量，校核煤种的硫含量、灰分应分别高于设计煤种的硫含量、灰分，应考虑校核煤种与设计煤种在结渣特性、可磨性、沾污特性等方面的差异。 4.1.3 对于不同的设计煤种，当燃用设计煤种，且大气温度为20℃、大气相对湿度为80％、锅炉额定负荷工况(BRL)、过剩空气系数为设计值、煤粉细度在设计规定范围内、NOx排放浓度达到保证值时，300MW及以上的煤粉锅炉保证效率不宜低于表4.1.3的规定。表4.1.3 300MW及以上的煤粉锅炉保证效率 4.1.4 对于不同的煤热值，当燃用设计煤种，且大气温度为20℃、大气相对湿度为80％、锅炉额定负荷工况(BRL)、过剩空气系数为设计值、锅炉排渣温度为150℃时，循环流化床锅炉保证效率不宜低于表4.1.4规定。表4.1.4 不同煤热值的循环流化床锅炉保证效率 4.1.5 汽轮机热耗考核工况的热耗率保证值不宜大于本规范附录B的规定。 4.1.6 机械工艺系统节能设计应合理选择辅机设备的运行台数、备用台数、设计参数和选型裕量。 4.1.7 经技术经济比较，泵与风机的电动机宜选用变频、液力耦合、永磁涡流柔性传动等调速技术。 4.1.8 机械工艺系统管道设计应优化管道布置，降低系统阻力。 4.2 锅炉设备及系统 4.2.1 煤粉锅炉的节能设计应符合下列规定： 1 设计煤种和校核煤种应采用同类型煤种。 2 超临界及以上参数的锅炉，在35％～100％锅炉最大连续蒸发量区间内锅炉出口过热蒸汽温度不应低于额定温度；在50％～100％锅炉最大连续蒸发量区间内锅炉出口一次再热蒸汽温度不应低于额定温度。 3 亚临界参数的锅炉，在45％～100％锅炉最大连续蒸发量区间内锅炉出口过热蒸汽温度不应低于额定温度；在60％～100％锅炉最大连续蒸发量区间内锅炉出口一次再热蒸汽温度不应低于额定温度。 4 在正常运行不投再热蒸汽减温水的条件下，应满足再热器出口蒸汽温度达到设计值。 5 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。 6 空气预热器设计时，宜预留受热面布置空间。 7 空气预热器漏风率应符合表4.2.1的规定。表4.2.1 空气预热器漏风率规定值 4.2.2 烟风系统的节能设计应符合下列规定： 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离心式风机，经技术经济比较可采用带变频装置的静叶可调轴流式风机。 3 当引风机和脱硫增压风机采用电动机驱动时，宜采用动叶可调轴流式风机；当环境温度下的风机选型点(TB点)全压不超过12kPa，并经安全性评估满足要求时，宜将引风机和脱硫增压风机合并；对于大功率引风机，经技术经济比较可采用带有变频装置的静叶可调轴流式风机。 4 一次风机、送风机、引风机的设计最高效率点宜为燃用设计煤种锅炉额定负荷工况(BRL)下的运行点。 5 一次风机、送风机、引风机的风量裕量和压头裕量应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《小型火力发电厂设计规范》GB 50049中的有关规定。在选定风量裕量和压头裕量时，不应与设备制造厂已经计入的设备裕量重复累加。 6 风机出口(包括扩散过渡段的直管段长度)与管路当量直径之比不宜小于2.5。 7 当风机出口的直管段内工质流速大于12.5m／s时，气流速度每增加5m／s，风机出口的直管段长度宜增加1倍的管路当量直径。 8 当风机出口的直管段直接连接弯管时，其布置方式应有利于气流均匀流动；弯管的曲率半径与管路当量直径之比不宜小于1.5。 9 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；烟风道内介质流速应符合现行行业标准《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》DL／T 5121的有关规定。 10 在满足布置要求及气流均匀输送的前提下，烟风道截面宜采用圆形；若采用矩形截面，其短边与长边之比不应小于0.5。 11 磨煤机入口一次风道宜布置直管段，其长度应满足一次风风量测量装置准确测量的要求。 4.2.3 制粉系统节能设计应符合下列规定： 1 当煤种条件适宜时，宜选用中速磨煤机； 2 中速磨煤机宜配置动态分离器或动静态分离器； 3 煤粉管道布置、煤粉分配器和煤粉缩孔设置应保证各煤粉管道内煤粉浓度和风粉混合物的流速的最大偏差宜在±5％范围内； 4 煤粉管道流速应符合现行行业标准《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》DL／T 5240的有关规定。 4.2.4 烟气除尘系统的节能设计应符合下列规定： 1 当煤种适宜并满足环保要求时，宜选用静电除尘器； 2 各种除尘器本体的烟风阻力应符合表4.2.4的规定；表4.2.4 各种除尘器本体的烟风阻力 3 除尘器漏风率不应大于2％； 4 除尘器灰斗电加热系统应采用恒温控制。 4.2.5 锅炉能量回收系统设计应符合下列规定： 1 宜设置烟气余热回收系统，烟气余热应梯级利用。有条件时，烟气余热利用系统宜用于加热汽轮机热力系统外的工质；用于汽轮机热力系统时，宜加热温度较高的给水或凝结水。 2 直流锅炉宜采用带启动循环泵的内置式启动系统，并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。 4 锅炉启停及运行期间，水质合格的疏水应回收至凝汽器。 4.2.6 循环流化床锅炉的节能设计应符合下列规定： 1 一次风机、二次风机宜采用带变频装置的离心风机。 2 300MW及以上机组和高压流化风机宜采用多级离心式风机。 3 一次风机、二次风机、高压流化风机、引风机的风量裕量和压头裕量应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的规定；在选定风量裕量和压头裕量时，不应把设备制造厂已经计入的设备裕量重复累加。 4 当锅炉采用机械给煤方式时，给煤机应采用变频调速驱动。 5 当锅炉助燃燃料采用轻油时，机组正常运行时宜停运油系统。 6 对于300MW及以上机组，宜选用四分仓回转式空气预热器；空气预热器的漏风率投运后第一年内不应大于6％，第一年后不应大于8％。 7 空预器前后和高压流化风道内的介质流速宜符合表4.2.6的规定。表4.2.6 空预器前后风道内和高压流化风道内的介质流速 8 烟气脱硝装置宜采用选择性非催化还原(SNCR)脱硝方式。 9 石灰石粉输送宜采用一级输送系统。 10 当锅炉床料可以自平衡时，可设置一套非连续运行的床料临时输送系统。 11 当采用滚筒冷渣器或风水联合冷渣器时，其冷却水宜采用凝结水。 4.3 汽轮机设备及系统 4.3.1 汽轮机设备的节能设计应符合下列规定： 1 应优化配汽系统运行方式； 2 应控制汽轮机汽封的间隙； 3 应减少主汽阀及调节汽阀的漏汽。 4.3.2 汽轮机热力系统管道介质流速应符合现行国家标准《电厂动力管道设计规范》GB 50764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现行国家标准《清水离心泵能效限定值及节能评价值》GB 19762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下列规定： 1 主蒸汽和再热蒸汽系统压降及温降应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的规定。 2 主蒸汽和再热蒸汽系统的气动疏水阀门上游应加装手动隔离阀。 3 当简易启动功能的高压和低压旁路阀前管道长度不大于旁路入口管道外径的4倍时，汽轮机旁路阀前不宜设置暖管系统；当高压和低压旁路阀具有快开和备用功能时，汽轮机旁路阀前应设置暖管系统。 4 主蒸汽和再热蒸汽管道的主管系分支三通应采用Y形三通或45°斜三通。 5 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倍～5倍。 4.3.5 给水系统的节能设计应符合下列规定： 1 电动给水泵组应采用前置泵与给水泵同轴配置；经技术经济比较，汽动给水泵组可采用前置泵与给水泵同轴配置； 2 当机组启动汽源满足给水泵汽轮机启动要求时，可不设启动用电动给水泵； 3 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热耗考核工况；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％； 4 当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； 5 应根据锅炉启动工况的要求和给水泵特性，在启动给水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 当采用内置式蒸汽冷却段时，末级高加上端温度差宜为—2℃～—1.6℃；其余高加上端温度差宜为0。 2 调节阀全开(VWO)工况水侧压降宜小于100kPa。 4.3.7 在设计流量下，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应符合下列规定： 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热耗率验收功率工况(THA)，且保证效率不宜小于82％。 2 凝结水泵宜采用变频调速驱动方式。 3 宜采用内置式除氧器。 4 当凝结水泵采用变频调速且变频器无备用时，100％容量调节阀应布置在旁路管道上；当变频器有备用时，旁路不应设置100％调节阀。 4.3.9 低压加热器宜采用卧式，低压加热器的节能设计应符合下列规定： 1 可不设置过热蒸汽冷却段，上端温度差不宜大于2.8℃； 2 设置内置式疏水冷却段的加热器时，下端温度差不宜大于5.6℃； 3 汽轮机最大连续功率工况(TMCR)水侧压降宜小于80kPa。 4.3.10 在设计流量下，凝结水泵进口滤网的报警阻力宜小于8kPa。 4.3.11 当机组启动补水量和运行补水量相差较大时，宜设置不同容量的补水泵，大容量补水泵宜用于启动注水和补水，小容量补水泵宜用于正常运行补水。 4.3.12 抽汽系统的节能设计应符合下列规定： 1 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 抽汽系统动力驱动的疏水阀上游宜设置手动隔离阀。 4.3.13 抽汽管道阻力应符合下列规定： 1 至各级高压加热器的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的阻力宜低于抽汽接口处蒸汽压力的5％； 3 除布置在凝汽器喉部的低压加热器外，至除氧器及其他各级低压加热器抽汽管道的阻力宜低于相应抽汽接口处蒸汽压力的5％。 4.3.14 辅助蒸汽系统的节能设计应符合下列规定： 1 辅助蒸汽汽源宜采用低品位蒸汽。当各热用户用汽压力差别较大时，宜设置高压和低压两级辅助蒸汽系统。 2 供暖风器的蒸汽应采用低品位蒸汽。 3 生水加热器、采暖加热器、暖风器应设疏水回收系统。 4 辅助蒸汽管道疏水应通过辅汽疏水扩容器或辅汽疏水母管接入凝汽器的方式回收。 5 辅助蒸汽至热用户的供汽管道上宜装设调节阀。 6 辅助蒸汽联箱至各热用户供汽管道上的关断阀宜靠近联箱布置。 7 若辅助蒸汽管道经常性疏水宜采用热动力式疏水器。 4.3.15 加热器疏放水系统的节能设计应符合下列规定： 1 加热器正常运行排气管应设置节流孔板或节流阀。 2 低压加热器疏水可采用配置疏水泵的系统。 4.3.16 疏水系统疏水阀的启闭要求应根据不同的疏水系统、疏水参数以及设备特点选择负荷控制或过热度控制。 4.3.17 凝汽器真空系统的节能设计应符合下列规定： 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、低压侧抽真空系统应分隔设置，两台运行真空泵应分别对应高、低压凝汽器。 3 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，必要时应设置夏季低温备用水源。 5 直接与凝汽器或扩容器真空设备相连接的阀门应采用真空隔离阀。 4.3.18 凝汽器系统的节能设计应符合下列规定： 1 对于湿冷机组，双流程凝汽器端温度差不宜大于5℃，单流程凝汽器端温度差不宜大于7℃。 2 对于表面式间接空冷机组，凝汽器端温度差不宜大于3.5℃。 3 过冷度不宜大于0.5℃。 4 凝汽器水侧阻力不宜大于75kPa。 5 凝汽器汽侧阻力不宜大于0.6kPa。 4.3.19 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。 4.3.20 辅机冷却水系统的节能设计应符合下列规定： 1 当水质适宜时，宜采用开式辅机冷却水系统。 2 对于采取湿冷辅机冷却水系统的间接空冷机组，宜采用湿冷和空冷相结合的冷却方式。 3 冷却水温或水量波动较大的辅机冷却水泵宜采用双速电机或变频装置；条件合适时，电动机可采用永磁涡流柔性传动节能技术。 4 调节阀宜设置在冷却设备的回水管道上。 5 对于距离冷却水泵远、阻力大的冷却设备，可设置独立的升压装置。 4.3.21 暖管系统宜采用自动疏水器，不宜采用节流疏水孔板连续疏水。 4.4 运煤系统 4.4.1 在满足工艺流程和总平面布置的条件下，应减少运煤系统的转运环节，降低转运点落差，缩短输送路径。 4.4.2 卸煤设施的节能设计应符合下列规定： 1 卸煤装置的位置应有利于缩短燃煤运输距离。 2 采用汽车卸煤方式时，运煤车型宜采用自卸车型。 3 铁路来煤运输距离在100km以内、运输线路不通过国铁或与其他铁路平交时，可采用自卸式底开车卸煤装置。 4.4.3 翻车机、卸船机、堆取料机、叶轮给煤机及振动给煤机等设备应配置变频调速装置；活化给煤机应根据运煤工艺选择调节出力方式，可采用变频调速和可变力轮调幅调节方式。 4.4.4 贮煤设施的节能设计应符合下列规定： 1 来煤煤种差异较大时，应根据锅炉工艺系统要求设置混煤设施。 2 采用筒仓混煤方式时，宜采用通过式布置方式。 3 对于燃用多煤种的电厂，可采用数字化煤场。 4 对于多雨地区，可根据煤的物理特性设置干煤棚。 5 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。 6 采用折返式煤场时，宜在煤场转运站设置分流装置。 4.4.5 筛碎设施的节能设计应符合下列规定： 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 当部分时期来煤粒度可满足磨煤机入口粒度要求时，宜设置筛碎系统旁路。 3 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。 4.4.6 带式输送机的节能设计应符合下列规定： 1 对于存在不同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 输送距离较长的带式输送机宜采用单级输送。 3 地形复杂不能采用普通带式输送机时，经技术经济比较可采用曲线胶带机或管状带式输送机。 4 经技术经济比较可采用气垫带式输送机。 5 煤流切换比较复杂时，可采用多工位胶带机头部伸缩装置。 6 在转运站落煤管及带式输送机的设计中，可采用控制流道的转运点技术。 4.4.7 除铁器的节能设计应符合下列规定： 1 经技术经济比较可选用永磁除铁器。 2 燃用品质较好的煤种时，可采用金属探测器与除铁器联锁。 4.4.8 循环流化床锅炉石灰石处理系统的节能设计应符合下列规定： 1 石灰石的卸料、贮料、筛碎、输送及除铁器等设施的节能设计可按本规范第4.4.2条～第4.4.7条的相关规定执行。 2 石灰石宜在室内堆放。 3 应根据当地石灰石供应情况、电厂人员情况和管理水平确定石灰石破碎及制粉系统的设置。 4.5 除灰渣系统 4.5.1 除灰渣系统节能设计应遵循灰渣分排、干湿分排、粗细分排的原则。 4.5.2 厂内除灰系统的节能设计应符合下列规定： 1 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 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倍～6倍。 4 储灰库的位置宜靠近除尘器区域。 4.5.3 厂内除渣系统的节能设计应符合下列规定： 1 缺水地区及当煤质结焦性不强时，可采用风冷式机械除渣系统。 2 风冷式机械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。 3 风冷式机械除渣系统输送设备正常工况下，储渣仓入口处的排渣温度不宜高于150℃，最大出力时的排渣温度不宜高于200℃。 4 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连接渣仓的系统；水浸式刮板捞渣机应具有维持水位运行的功能。 5 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。 6 采用水力除渣系统时，渣水宜采用闭式循环系统。 4.5.4 厂外除灰渣系统的节能设计应符合下列规定： 1 采用水力除灰渣输送系统时，宜采用高浓度或较高浓度的水力输送系统。 2 灰渣浆泵直接串联时，串联泵宜装设液力耦合器、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 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，电厂冷却水系统为直流供水，水质满足进水要求时，水源宜根据水温采用原水或排水；电厂冷却水系统为循环供水时，水源宜为原水；水温低于工艺要求时，应采取提高水温的措施。 2 过滤器、超滤反洗排水及反渗透浓水宜回收重复利用，过滤器、超滤反洗排水宜回收至澄清器进水，二级反渗透装置的浓水宜回用至一级反渗透装置的进水。 3 超滤装置给水泵、反渗透系统高压泵宜采用变频控制。 4 海水反渗透系统应设置能量回收装置。 5 蒸馏法海水淡化宜采用多效蒸馏工艺或多级闪蒸工艺。多级闪蒸装置的级数、低温多效装置的效数、造水比等参数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。 6 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和节能要求等确定，反渗透装置的水回收率应符合表4.6.1的规定。表4.6.1 反渗透装置的水回收率 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现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定。 2 对于离子交换除盐系统，应在保证出水质量的前提下，采用可降低酸、碱耗量和减少废酸、废碱排放量的设备和工艺。 3 对于各种离子交换设备，宜采取措施回收后期的正洗排水和投运初期的不合格排水。 4 采用反渗透预脱盐工艺时，除二氧化碳器宜设置在反渗透出口；当进水碱度较低时，一级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 电除盐装置的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 凝结水精处理系统的节能设计应符合下列规定： 1 凝结水精处理系统宜采用中压系统。 2 冲洗水泵宜采用变频控制。 3 酸、碱再生液的输送宜采用喷射器。 4.6.4 冷却水处理系统的节能设计应符合下列规定： 1 宜根据全厂水量、水质平衡、取排水能耗、水处理能耗等因素，确定循环冷却水系统的排污量和浓缩倍数。 2 季节性加杀菌剂时间较短的电厂可采用临时加药方式。 4.6.5 水处理系统宜采用联合布置，当设备有高差时宜采用重力流。 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 4.7.1 不采用烟塔合一的机组，湿法烟气脱硫塔应布置在烟囱附近。 4.7.2 吸收剂制备车间及石膏间宜在脱硫塔附近集中布置，或宜结合工艺系统及场地条件因地制宜布置。 4.7.3 当设置脱硫净烟气升温装置时，宜采用原烟气作为热源，升温后设计工况下烟囱入口处净烟气温度不宜低于80℃。 4.7.4 当不设置脱硫净烟气升温装置时，宜设置低温省煤器降低脱硫塔入口原烟气温度，其降温幅度应结合脱硫装置运行水平衡确定。 4.7.5 湿法烟气脱硫喷淋塔浆液循环泵的节能设计应符合下列规定： 1 浆液循环泵应紧邻脱硫塔布置。 2 浆液循环泵宜按单元设置。 3 浆液循环泵应采用离心式循环泵。 4 每台浆液循环泵应对应一层喷嘴。 4.8 烟气脱硝系统 4.8.1 烟气脱硝系统工艺布置方案应符合系统阻力小、烟气分布均匀的原则。 4.8.2 选择性催化还原(SCR)反应器整体结构设计、烟气导流板、烟气均布装置的布置应符合下列规定： 1 入口烟气流速偏差不宜大于15％。 2 入口烟气夹角不宜大于10°。 3 入口烟气温度偏差不宜大于10℃。 4 NH3／NOx摩尔比偏差不宜大于5％。 4.8.3 每层催化剂上方应设置吹灰器。 4.8.4 尿素溶解水的温度宜为40℃～80℃，配制的尿素溶液质量分数宜为40％～55％。 4.8.5 尿素绝热分解室的热源宜利用锅炉一次热风或二次热风，也可利用抽取的锅炉高温炉烟预热空气。 4.8.6 锅炉设计时，应核算在不投油，稳燃负荷至满负荷期间SCR反应器的入口烟温，应满足脱硝的要求。当不能满足时，宜采用省煤器分段方式。 4.9 辅助和附属工艺 4.9.1 设备和管道的保温节能设计应符合下列规定： 1 当环境温度不高于27℃时，设备和管道的保温结构外表面温度不应超过50℃。 2 当环境温度高于27℃时，设备和管道的保温结构外表面温度可比环境温度高25℃。 3 当无特殊工艺要求时，设备和管道的保温层厚度应按“经济厚度法”计算。 4 经济厚度偏小，设备和管道的保温结构外表面散热损失量超过表4.9.1中给出的允许最大散热损失量时，应采用允许最大散热损失量所对应的保温层厚度。表4.9.1 保温结构外表面允许最大散热损失量 4.9.2 燃油管道伴热、保温的节能设计应符合下列规定： 1 燃油的凝点高于电厂历年最冷月平均气温时，燃油管道应设置保温；严寒及寒冷地区还应设置伴热。 2 燃油管道伴热保温时，可根据实际情况选用蒸汽外伴热或电伴热方式，经技术经济比较，也可采用其他伴热方式。 3 采用蒸汽外伴热时，伴热蒸汽温度应根据燃油特性确定，重油管道的伴热蒸汽温度应低于250℃，轻油管道的伴热蒸汽温度应低于200℃。 4.9.3 压缩空气系统的节能设计应符合下列规定： 1 仪表与控制用气、检修用气和厂内除灰气力输送用压缩空气系统宜统一规划设计、集中布置，空压机宜统一配置，供气系统应分开设置。 2 压缩空气系统宜采用同型式、同容量的空气压缩机，空压机宜选用无油或微油螺杆式，当单台空压机配置容量较大时，经技术经济比较也可采用离心式。可根据用户用气情况，选择其中1台～2台采用变频调节。 3 压缩空气干燥净化设备可根据压缩空气的压力露点要求，采用冷冻式干燥器、外加热再生吸附式干燥器、无热再生吸附组合式干燥器、外加热吸附组合式干燥器。 4 集中采暖地区的压缩空气系统宜采用外加热再生吸附式干燥净化设备。 4.10 热电联产 4.10.1 对于规划供热面积超过1800万m2的热电联产系统，应将常规抽凝供热汽轮机组与抽凝背供热汽轮机组或低真空供热汽轮机组进行经济比较后确定。 4.10.2 有稳定工业热负荷的区域，宜采用背压供热汽轮机组作为供热热源。 4.10.3 条件具备时，宜采用冷热电三联供系统。 4.10.4 对于采用吸收式热泵技术回收低压缸乏汽的热电厂，应符合下列规定： 1 吸收式热泵机组的能效系数COP不应小于1.7。 2 热网回水温度不宜高于60℃。 3 直接空冷机组和湿冷机组的背压应经技术经济比较确定。 4.10.5 热网首站的节能设计应符合下列规定： 1 热网循环水泵宜采用调速驱动方式。 2 热网疏水泵宜采用变频调速。 3 不宜设置经常运行的减温减压装置。 4.11 燃气-蒸汽联合循环 4.11.1 燃气-蒸汽联合循环系统应进行全系统的优化设计，确定燃气轮机、余热锅炉、汽轮机及辅助系统的参数配置。 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 燃气轮机进气系统宜装设反冲清吹装置。 3 燃气轮机应设置压气机清洗系统。 4.11.3 余热锅炉设备的节能设计应符合下列规定： 1 宜选择自然循环余热锅炉。 2 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℃～60℃。 3 余热锅炉及烟道的阻力(静压)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，余热锅炉及烟道的阻力(静压)应符合表4.11.3的规定。表4.11.3 余热锅炉及烟道的阻力(静压) 4 余热锅炉宜设置整体式除氧器。 5 对汽包锅炉，宜采用一级连续排污扩容系统。 6 高压电动给水泵应采用液力耦合器或变频器调速。 4.11.4 汽轮机设备的节能设计应符合下列规定： 1 汽轮机应采取滑参数运行方式。 2 汽轮机不宜设置给水回热系统。 3 应通过冷端优化确定汽轮机背压。 4.11.5 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。 2 凝结水泵容量可不计算汽轮机旁路投运时需要的减温水量。 4.11.6 余热锅炉烟气进口流向宜与燃气轮机排气流向一致，燃气轮机和余热锅炉之间的烟道不宜设置弯头。 4.11.7 高、中、低压主蒸汽和再热蒸汽系统管道最低点应设置疏水罐，疏水阀的启闭控制应符合下列规定： 1 可根据疏水罐内蒸汽过热度或疏水罐内液位信号控制疏水阀的启闭。 2 当蒸汽系统设计温度低于399℃时，应采用疏水罐液位信号控制疏水阀的启闭。 4.11.8 采用日启夜停方式调峰运行的联合循环机组，闭式循环冷却水系统宜单独设置停机冷却水泵；循环冷却水系统宜设置辅助循环水泵。 4.11.9 靠近天然气长输干管的燃机联合循环电站，当厂区气源压力高于燃机前置模块天然气入口压力1.8MPa及以上时，宜采用膨胀机技术回收压力能。 4.11.10 对于设置减压系统的天然气调压站，在系统设备安全可靠、技术经济合理的前提下，可直接利用凝汽器循环水回水或其他热源加热天然气。 5 电气与仪控 5.1 一般规定 5.1.1 应在保证电气设备及系统安全可靠运行的前提下，采用先进的电气节能设计技术。 5.1.2 电气节能设计方案、主要设备型式、技术参数、能效指标应通过技术经济综合分析后确定。 5.1.3 电气设备选择应符合国家对设备能耗能效限定值和节能评价值指标评价的规定，应采用技术成熟和性能优良的产品。 5.1.4 电气节能设计的主要措施应包括下列内容： 1 采用低损耗变压器、高效电动机。 2 采用节能型电器元件。 3 电动机采用变频调节。 4 改善电动机功率因数。 5 采用绿色照明技术。 6 对电气系统进行优化设计。 5.1.5 技术经济合理时，有条件的电厂可在辅助系统采用风能、太阳能等新能源供电。 5.1.6 仪表与控制系统节能设计应满足技术先进、配置优化、经济合理的要求。 5.1.7 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的节能相关检测仪表设置与选择、机组及全厂性能计算、节能优化控制。 5.1.8 信息系统节能设计应包括节能信息数据采集、处理及管理。 5.2 电气设备及系统 5.2.1 发电机应选用高效率的产品，并应符合下列规定： 1 发电机容量应与汽轮机参数相匹配。 2 应合理选择发电机冷却方式和励磁方式。 5.2.2 变压器应选用高效率、低损耗系列产品，并应符合下列规定： 1 35kV～220kV三相油浸式电力变压器应符合现行国家标准《电力变压器能效限定值及能效等级》GB 24790的有关规定。 2 低压厂用变压器应符合现行国家标准《三相配电变压器能效限定值及能效等级》GB 20052的有关规定。 3 空载运行的变压器宜选用空载损耗低的产品。 4 在满足短路电流水平的前提下，宜采用低阻抗的产品。 5.2.3 应根据变压器计算负荷、负荷性质等条件选择变压器的台数、容量、负载以及变压器的冷却方式；变压器的运行方式应符合现行国家标准《电力变压器经济运行》GB／T 13462的有关规定。 5.2.4 变压器型式选择应符合下列规定： 1 与容量600MW级及以上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；600MW级以下机组单元连接的主变压器，应采用三相变压器。 2 除容量600MW级及以上机组的励磁变压器外，其他容量等级的变压器应采用三相变压器。 5.2.5 应根据工艺系统方案、设备布置等条件，通过节能降耗、技术经济综合分析，确定厂用电电压等级、厂用电接线方式、厂用电气设备选择。 5.2.6 应合理选择厂用电配电装置的布置位置和供电方式，并宜靠近厂用电负荷中心。 5.2.7 应选用高效节能系列的电动机。电动机的形式及参数应根据被驱动装置的特性和用途进行配置，并应符合下列规定： 1 低压电动机选择应符合现行国家标准《中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级》GB 18613的有关规定。 2 高压电动机功率因数技术要求应符合现行国家标准《大型三相异步电动机基本系列技术条件》GB／T 13957的有关规定。 5.2.8 大容量电动机应经技术经济比较采用合理的启动方式。 5.2.9 辅机设备的电动机容量及调速方式宜按满足在经济运行区运行的要求选择，辅机设备的电动机调速方式应符合下列规定： 1 高压电动机调速方式应根据工艺设备选型及负载特性，经技术经济比较后确定。 2 低压电动机调速宜采用鼠笼型电动机配变频器驱动方式。 3 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。 5.2.10 对于连续运行的用电设备，可根据工艺要求和设备运行方式选用双速电动机。 5.2.11 在保证除尘效率的前提下，对静电除尘器宜采用间歇脉冲供电技术和智能控制策略。当技术经济比较合理时，电除尘器宜采用低损耗、高效率的节能型高频电源。 5.2.12 电缆材质和截面的选择应符合现行国家标准《电力工程电缆设计规范》GB 50217的有关规定；应优化电缆敷设路径，缩短电缆敷设长度。 5.3 照明系统 5.3.1 照明母线的电源进线上宜装设分级补偿的有载自动调压器，或采用带有载调压开关的照明变压器；技术经济比较合理时，宜采用智能照明控制系统。 5.3.2 照明光源的选择应符合国家相关能效标准，选用节能型产品，还应符合下列规定： 1 除对电磁干扰有严格要求且其他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。 2 在使用条件允许时，经技术经济比较合理，照明光源可采用发光二极管照明光源(LED)。 5.3.3 镇流器的选择应符合国家相关能效标准，同时应符合下列规定： 1 自镇流荧光灯应配用电子镇流器。 2 直管形荧光灯应配用电子镇流器或节能型电感镇流器。 3 高压钠灯和金属卤化物灯宜配用节能型电感镇流器；在电压偏差较大的场所，宜配用恒功率镇流器；功率较小的可配用电子镇流器。 5.3.4 照明配电线路的功率因数不应低于0.9，宜采用灯内补偿的方式。 5.3.5 道路照明和户外照明宜采用分区、分组集中手动控制方式，或采用光控、时控等自动控制方式。 5.4 仪表与控制 5.4.1 机组性能在线计算功能相关的检测和仪表的设置应符合下列规定： 1 宜对性能试验要求的测点设置远传检测仪表，其信号送入分散控制系统；当机组运行检测仪表满足性能试验精度要求时，该远传检测仪表与机组运行检测仪表应合并设置。 2 宜对性能试验要求隔离的进出系统的外界流量设置远传检测仪表，其信号送入分散控制系统。 3 条件成熟时，可将相关离线参数设置在线测量并远传送入分散控制系统。 5.4.2 与性能计算相关的检测和仪表测点布置及选型应符合下列规定： 1 测点位置应靠近设备的出口、入口处或系统的边界处。 2 温度测点应靠近用于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 流量测量应符合现行国家标准《用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量》GB 2624的规定，测量装置宜选用节流压损小的产品。 5.4.3 优化控制功能设计应符合下列规定： 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组态功能。 2 可采用预测、自适应等控制算法实现系统调节过程快速稳定。 5.4.4 优化控制系统设置应符合下列规定： 1 应选用经应用实践证明效益明显、有定量化考核指标、便于维护的优化控制系统。 2 优化功能的设置应与发电厂自动化水平、测控设备性能以及预期的电厂管理运行水平相适应。 3 通用优化功能应在典型机组上成功应用后，可在类似条件的新建或改建项目上推广应用。 4 可按工艺系统需要预留优化功能必要的测量和设备安装位置。 5.4.5 能源计量相关设计应符合现行国家标准《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》GB／T 21369的规定，其设置范围至少应包括下列内容： 1 燃料计量：入厂煤(油、天然气)、入炉煤(油)、燃机入口天然气等。 2 电量计量：发电机出口电量、各变压器出口电量。 3 热量计量：每台机组供热量、对外供热总量和回热总量、厂内供热量和回热量。 4 水量计量：各水源水量的计量、各生产用水系统的计量、生活用水的计量、排水、废水和污水的计量。 5.5 信息 5.5.1 信息系统的节能设计应满足电厂上级主管单位、调度部门、监管部门的经济指标数据交换及节能技术监督的要求。 5.5.2 生产信息系统的功能设置应符合下列规定： 1 应设置厂级性能计算与分析功能。 2 宜设置燃料管理功能。 3 宜设置机组节能运行优化指导功能。 5.5.3 信息系统硬件设备的选型设计应符合下列规定： 1 在满足安全和功能需求的前提下，应选择低能耗、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。 6 水工工艺系统 6.1 一般规定 6.1.1 汽轮机背压应按冷端优化结果确定，在燃料资源匮乏地区，宜采用汽轮机低背压、冷却系统低功耗的方案。 6.1.2 工业水泵、生活水泵宜采用变频调节。 6.1.3 全厂供水系统应选择阻力系数小的管材和管件。 6.2 湿冷系统 6.2.1 直流供水系统取排水方案应考虑取深层水的条件，可通过模型试验确定合理的取排水口位置和降低排水热回流影响的措施。 6.2.2 对于直流供水系统，当排水有剩余水能时，应经技术经济比较设置水能回收装置。 6.2.3 对于直流供水系统，当主厂房零米标高与设计水位相差较大时，可采用凝汽器低位布置方案。 6.2.4 在设计水位条件下，直流供水系统凝汽器的虹吸利用高度不宜小于7.5m。 6.2.5 1000MW级机组的循环供水系统，经技术经济比较后可采用高位收水塔循环供水系统。 6.2.6 应采用热力、阻力性能优良的冷却塔淋水填料和技术先进的喷溅装置。 6.2.7 单机容量为300MW以上的火力发电厂宜根据工程情况采用扩大单元制供水系统。 6.2.8 冷却水循环水泵的节能设计应符合下列规定： 1 应合理确定冷却水循环水泵组数量； 2 冷却水循环水泵效率不宜低于85％； 3 供热机组冬夏季循环水量变化较大时，可采用双速水泵或其他方式调速泵； 4 直流供水系统取水水位或水温变幅较大时，经技术经济比较可采用双速泵、静叶可调泵、动叶可调泵或其他调节方式。 6.3 直接空冷系统 6.3.1 直接空冷凝汽器应选用传热系数高、通风阻力小的冷却元件。 6.3.2 空冷风机宜采用变频调速驱动方式，空冷风机静压效率不宜低于60％。 6.3.3 空冷凝汽器系统应进行气密性试验，24h平均压降宜为0.2kPa／h～0.4kPa／h。 6.3.4 空冷凝汽器系统应进行真空衰减试验，真空泄漏率宜为0.1kPa／min～0.2kPa／min。 6.3.5 在设计背压条件下，直接空冷机组凝结水过冷度宜为3℃～5℃。 6.3.6 直接空冷系统应设置空冷凝汽器清洗设备。 6.4 间接空冷系统 6.4.1 间接空冷散热器应选用传热系数高、通风阻力小和水侧阻力小的冷却元件。 6.4.2 间接空冷散热器应设置清洗设备。 6.4.3 混合凝汽器式间接空冷系统宜设置水能回收的水轮机。 6.4.4 机械通风间接空冷系统的风机宜采用变频调速或双速驱动方式，风机静压效率不宜低于60％。 6.4.5 辅机间接空冷系统的夏季喷雾(水)降温水泵宜采用变频装置。 7 建筑与供暖通风空调 7.1 一般规定 7.1.1 火力发电厂总体布置应在满足工艺流程要求的基础上，合理利用地形，统筹规划管线、交通运输等，功能分区明确，布置紧凑合理，节约集约用地。 7.1.2 厂区建筑总平面的布置和设计宜根据建筑气候分区的特点，利用冬季日照并避开冬季主导风向，利用夏季自然通风。厂前区建筑的主朝向宜选择本地区的最佳朝向或接近最佳朝向。 7.1.3 厂区布置应因地制宜采取绿化措施。 7.1.4 辅助建筑和附属建筑宜联合布置、多层布置。 7.1.5 建筑节能设计应根据其使用性质、功能特征、室内环境要求、暖通空调能耗等因素确定，并应符合下列规定： 1 严寒和寒冷地区的主厂房、碎煤机室、运煤转运站、运煤栈桥等生产建筑，应采取提高围护结构保温隔热性能和气密性等措施，降低传热系数，减少冷风渗透； 2 集中控制楼、继电器楼、运煤综合楼、除尘电控楼、脱硫控制楼等生产建筑，其围护结构热工设计宜按现行国家标准《公共建筑节能设计标准》GB 50189的有关规定执行； 3 办公楼、食堂、浴室、招待所、警卫传达室等附属建筑的节能设计，应符合现行国家标准《公共建筑节能设计标准》GB 50189的有关规定； 4 值班宿舍等附属建筑的节能设计，应符合现行行业标准《严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准》JGJ 26、《夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准》JGJ 134和《夏热冬暖地区居住建筑节能设计标准》JGJ 75的有关规定； 5 有供暖要求的其他建筑的围护结构应采取保温隔热措施。 7.1.6 供暖通风与空气调节室外空气计算参数应符合现行国家标准《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50736的有关规定。 7.1.7 供暖通风与空气调节室内设计参数应符合本规范附录C的规定。 7.1.8 供暖通风与空气调节系统的风机和水泵运行工况点应在最高效率点附近。 7.1.9 供暖通风与空气调节设备的能效等级指标应符合有关国家标准和行业标准的规定。 7.2 建筑围护结构 7.2.1 分散布置在生产和辅助建筑内的控制室、电子设备间等有空调要求的房间，围护结构应根据建筑气候分区的特点，采取保温隔热措施。对于夏热冬冷地区和夏热冬暖地区，上述建筑的围护结构传热系数宜符合现行国家标准《公共建筑节能设计标准》GB 50189的规定。 7.2.2 对于严寒和寒冷地区，主厂房等建筑的屋面和外墙选用金属板围护系统时，应采用复合保温金属板。对于严寒地区，金属板外墙围护系统宜采用工厂复合保温金属板。 7.2.3 严寒和寒冷地区，运煤栈桥建筑的楼板应采取保温措施。 7.2.4 建筑外窗布置宜合理利用自然采光和自然通风。对于严寒和寒冷地区，满足功能要求时宜减少外窗面积。 7.2.5 严寒地区的建筑外窗宜采用平开窗。 7.2.6 有供暖、空调要求的建筑，外窗的气密性等级不宜低于现行国家标准《建筑外门窗气密、水密、抗风压性能分级及检测方法》GB／T 7106规定的6级。 7.2.7 严寒和寒冷地区，开启频繁的外门宜设门斗，或应采取其他减......

英文网页English: GB/T 51106-2015

相关标准: GB/T 38978 | GB/T 51103 | GB/T 51100 | GB/T 38978 |