国家电力投资集团公司火电工程设计优化指导意见

集团公司火电工程设计优化指导意见为在火电厂设计中引入核文化理念，进一步提高集团公司火电工程设计水平，全面提升火电厂全生命周期效益最大化，有效落实“安全可靠、成熟先进、造价合理、节能环保”的原则，集团公司结合当前国家火电产业政策及火电装备技术情况，对火电工程设计优化提出如下指导意见。

一、优化选择机组参数，确保具有竞争优势（一）纯凝发电机组应选择66万千瓦和100万千瓦超超临界机组。

当采用W火焰锅炉时，可选择超临界机组。

煤源稳定地区超超临界机组主机参数选择28MPa/600℃/620℃，其它地区选择28MPa/600℃/610℃，新疆等低煤价地区当采用66万千瓦机组，可选择25MPa/600℃/600℃。

煤源稳定的高煤价地区，经集团公司同意可采用超超临界二次再热系统，主机参数选择31MPa/600℃/620℃/620℃。

（二）热电联产机组应选择背压机组或35万千瓦超临界抽凝机组。

选择背压热电联产机组，应结合单机容量优先采用高温高压及以上参数。

常住人口50万以下城市，采暖型供热机组宜选择背压机组；常住人口50万以上城市，优先选择背压机组，也可选择2×35万千瓦抽凝机组。

当选择2×35万千瓦抽凝机组，采暖期热电比应不低于80%。

二、准确提供煤质资料基础数据（三）火电厂设计煤种和校核煤种的煤质资料须经二级单位确认后，才能作为主、辅机招标和工程设计的依据。

设计煤种和校核煤种的煤质数据及常规化验分析项目应符合集团公司《火电工程设计控制标准》中的规定。

（四）设计煤种应为机组投运后主要燃用煤种，校核煤种应起到对锅炉及其辅机设备具有校核的作用，与设计煤种应有一定差异，但偏差值不应超过附表1的规定。

设计煤种和校核煤种采用多煤种时，煤样来源不宜超过3个矿区。

进行混合煤样常规分析时，应对单煤样和混合煤样分别进行化验分析，然后按规定的各单煤样收到基混合比加权计算工业分析、发热量、元素分析各项成分及参数以核对混合煤样的准确性。

三、合理选择高效低耗、成熟先进设备（五）应根据厂址所在地区水资源状况合理选择湿冷机组或空冷机组。

空冷机组优先选择表面式凝汽器间接空冷机组，严寒地区防冻不能满足要求时可选择直接空冷机组。

深入开展宽负荷和深度调峰机组研究，供热电厂应进行设置储热设施作为调峰手段的研究。

（六）锅炉BMCR（锅炉最大连续出力）工况的蒸发量应与汽轮机VWO（阀门全开）工况的主蒸汽流量一致。

对66万千瓦和100万千瓦机组，汽轮机VWO工况的主蒸汽流量宜为TMCR（汽轮机最大连续出力）工况的1.03倍。

（七）燃用烟煤锅炉效率不低于94％，燃用贫煤锅炉效率不低于93％，燃用褐煤锅炉效率不低于92％，燃用无烟煤锅炉效率不低于91％，CFB锅炉效率不低于90％。

采用低氮燃烧技术，当燃用烟煤和褐煤时，锅炉省煤器出口NOx（含氧量6％标况下）排放浓度宜控制在180～260 mg/Nm3；当燃用低挥发份贫煤时，宜控制在400mg/Nm3内；W火焰炉宜控制在700mg/Nm3内。

空预器和锅炉四管泄漏监测装置应纳入锅炉招标范围。

空预器密封应采用先进的漏风控制技术，空预器漏风率投产一年内应低于5%。

四管泄漏监测装置测点数应能准确监测炉管泄漏。

（八）湿冷机组汽轮机设计背压应根据水温条件、气象条件、冷却方式等因素合理确定。

间接空冷机组汽轮机额定背压不宜高于10.5kPa(a)，直接空冷机组汽轮机额定背压不宜高于11kPa(a)。

汽轮机设备的热耗率应低于附表2的规定。

应采用安全可靠、节能高效的新型汽封，严格控制汽轮机汽封间隙，并增加启动碰磨控制程序。

四、积极开展设备、系统优化和技术方案比较（九）煤种适宜时，制粉系统应优先采用中速磨煤机。

燃用低挥发份贫煤、无烟煤、磨损性很强（Ke＞5）的煤种，宜选用双进双出钢球磨煤机。

燃用高水分（外在水分M f＞19%）、磨损性不强的褐煤，宜选用风扇磨煤机。

中速磨煤机应设置备用。

在磨制设计煤种时，除备用外的磨煤机总计算出力应不小于锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的110%；在磨制校核煤种时，全部磨煤机的总计算出力应不小于锅炉最大连续蒸发量时的燃煤消耗量。

双进双出钢球磨煤机不设置备用。

在磨制设计煤种时，磨煤机总计算出力应不小于锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的115%；在磨制校核煤种时，应不小于锅炉最大连续蒸发量时的燃煤消耗量。

（十）三大风机均采用2×50％容量动叶可调轴流式风机，风量、温度和风压裕量执行《大中型火力发电厂设计规范》规定的下限。

脱硫增压风机和引风机合并设置。

引风机应采用横向布置（相对主厂房）。

当引风机采用小汽机驱动方案时，应进行专题研究。

35万千瓦供热机组一次风机、35万千瓦CFB机组一、二次风机也可采用离心式风机加变频技术。

（十一）采用烟气余热梯级利用。

当设置一级低温省煤器时，宜布置在电除尘器前，回收的热量加热凝结水；当设置二级低温省煤器时，应分别布置在除尘器前和引风机后、脱硫装置前，高品质余热加热凝结水，低品质余热加热空预器入口一、二次冷风。

积极探索采用烟水复合余热回收系统。

（十二）除尘设备应与脱硫设备统筹考虑。

当采用脱硫除尘协同处理系统时，干式除尘器出口粉尘浓度宜控制在20～30mg/m3。

干式除尘器应优先选择静电除尘器。

静电除尘器电源应选择高频电源。

干式静电除尘器前设置有低温省煤器时，应根据入口烟气温度选择低温干式静电除尘器或低低温干式静电除尘器。

当采用布袋或电袋除尘设备时，低温省煤器应布置在除尘器后。

采用湿式电除尘技术应进行专题论证。

（十三）66万千瓦和100万千瓦机组采用一炉一个排烟内筒，35万千瓦机组采用二炉合用一个排烟内筒。

烟囱出口烟气流速宜为18～20m/s。

烟囱防腐可选择钢内筒内衬APC杂化聚合物、钢内筒内衬进口玻璃砖、钛钢复合板、玻璃钢四种类型通过共同竞标确定。

烟道宜采用圆形烟道。

（十四）锅炉点火装置推荐选择气化小油枪微油点火或等离子点火方式。

采用节油点火系统的新建电厂，100万千瓦机组油罐容量宜为2×300～500 m3；66万千瓦机组宜为2×200～300 m3；35万千瓦机组宜为2×100～200 m3。

扩建电厂原则上不再增建油罐。

供、卸油泵宜优先采用离心油泵。

供油泵宜采用2台。

燃油按汽车运输考虑，原则上设置1台卸油泵作为油罐车辆无法满足卸油要求时的备用。

（十五）启动锅炉优先采用燃油快装炉，鼓励采用移动式燃油快装炉。

严寒地区启动锅炉应与施工用汽锅炉结合考虑，采用燃煤炉。

35万千瓦供热机组非采暖区及过渡区宜选择1×20t/h，采暖区宜选择2×20t/h或1×35t/h。

66万千瓦机组非采暖区及过渡区宜选择1×35t/h，采暖区宜选择2×35t/h或1×50t/h。

100万千瓦机组非采暖区及过渡区宜选择1×50t/h，采暖区宜选择2×35t/h～2×50t/h（第一台机组冬季启动时采用上限）或1×65t/h。

当采暖区采用1台启动锅炉时需考虑启动锅炉的可靠性和稳定性。

（十六）66万千瓦和100万千瓦机组应选择8级或9级回热系统，并设置3号高加外置式蒸汽冷却器。

是否设置0号高加，应视具体工程确定。

宜采用邻炉加热给水技术。

（十七）35万千瓦供热机组应选择2×50％容量汽动给水泵；66万千瓦机组应优先选择1×100％容量汽动给水泵；100万千瓦机组给水泵选型应进行专题研究。

前置泵宜采用给水泵汽轮机同轴驱动。

扩建电厂不宜设电动启动给水泵。

间接空冷机组给水泵汽轮机排汽直接排入主机间冷塔。

66万千瓦和100万千瓦直接空冷机组给水泵汽轮机排汽可排入单独设置的空冷塔或机力塔，35万千瓦供热机组宜直接排入主机直冷装置。

（十八）主蒸汽、再热蒸汽（热段）管道宜采用弯管以降低管道阻力，弯管半径宜大于3倍的管道内径。

超临界机组P91管材可采用国产材料。

（十九）进行冷端优化计算时，应根据历年月平均水温或气象条件，结合汽轮机特性和系统布置进行优化计算，以确定最佳的汽轮机设计背压、凝汽器面积、冷却塔面积、冷却水量、循环水泵和进排水管沟的经济配置。

年总费用差距不大或投资回收年限在6～8年内时，应优先考虑低背压、冷却系统低功耗方案。

（二十）66万千瓦和100万千瓦机组可采用侧煤仓或前煤仓布置，35万千瓦供热机组宜采用前煤仓布置。

同容量扩建工程主厂房布置应采用与老厂主厂房相同的布置格局。

（二十一）220kV配电装置宜采用双母线接线；330kV、500kV配电装置宜采用3/2断路器接线；750kV、1000kV 配电装置的接线方式应专题论证。

配电装置的型式应优先选择敞开式中型布置，当场地条件或电厂所在环境条件受限时可采用GIS。

主变压器优先选用三相变压器。

当运输条件受限选择单相变压器时，经集团公司同意，4台及以上机组可设置一台备用相。

（二十二）厂内有220kV及以下电压等级配电装置时，启动/备用电源直接从配电装置母线引接。

出线为500kV （330kV）一级电压且厂内没有更低一级电压时，启动/备用电源采用由500kV（330kV）配电装置经一级降压引接；出线为1000kV（750kV）一级电压且厂内没有更低一级电压时，启动/备用电源可采用由1000kV（750kV）配电装置经两级降压引接。

是否设置发电机出口断路器应进行专题论证。

35万千瓦机组高压厂用电宜采用6kV一级电压。

66万千瓦和100万千瓦机组高压厂用电宜采用6kV或10kV一级电压。

（二十三）运煤系统应根据电厂规划容量和本期建设规模统一规划，分期实施。

除北方寒冷地区外，其它地区输煤栈桥推荐采用仅对输煤皮带进行封闭。

铁路来煤应优先采用翻车机卸煤，耗煤量300t/h～450t/h时宜采用一台单车翻车机；耗煤量450t/h～850t/h时宜采用两台单车翻车机，也可采用一台双车翻车机；耗煤量大于1000t/h时可采用两台双车翻车机。

矿、路、电产业链一体化项目有条件时可采用边走边卸底开门车。

汽车运输来煤量达到60万吨/年及以上时，可设置汽车卸煤沟；不足60万吨/年可设置地下煤斗或直接卸入煤场。

水路运输码头卸船机宜采用桥式抓斗卸船机。

一个泊位宜设置2台卸船机，卸船机出力根据船型、运量等情况确定。

坑口电厂采用皮带运煤进厂，电厂不设煤场，厂外皮带应采用双路布置；电厂设有煤场或其它备用措施，厂外皮带应采用单路布置。

五、切实提高自动化控制水平，实现减人增效（二十四）应采用炉、机、电、网集中控制方式，满足炉、机、电全能值班运行的要求。

辅助车间（系统）宜采用集中控制方式，与机组合用集中控制室，就地水、灰区域仅设置用于启动调试和事故处理用的本地上位机，正常运行时在集中控制室实现辅助车间系统全能值班运行模式。