余热发电设计规范
1总则
1.0.1 为了在小型火力发电厂(以下简称发电厂)设计中，贯彻国家的基本建设方针、政策，优先实行热电联产，讲求经济效益、社会效益，节约能源，节省工程投资，节约原材料，缩短建设周期；因地制宜地利用煤炭资源，实行综合利用，节约用地、用水，保护环境，执行劳动安全和工业卫生等现行的国家标准的规定，做到符合国情、技术先进、经济合理、运行安全可靠，制订本规范。
1.0.2 本规范适用于压力参数为次中压、中压、次高压、单台锅炉额定蒸发量20～130t/h、供热式汽轮机功率1.5～12MW、凝汽式汽轮机功率3～25MW的新建或扩建的燃煤发电厂设计。
1.0.3 确定发电厂的类型，应符合下列规定：
1.0.3.1 根据城镇地区热力规划，热电负荷的现状和发展，热力负荷的特性和大小，在经济合理的供热范围内，应建设供热式发电厂。
1.0.3.2 根据城镇地区电力规划，在煤炭资源丰富而交通不便的缺电地区或无电地区，以小水电为主的地区，解决枯水季节电源，具备煤炭来源条件时，应因地制宜地建设适当规模容量的凝汽式发电厂。
1.0.3.3 根据企业规划发展热、电负荷的需要，可建设适当规模的企业自备供热式发电厂。
1.0.4 供热式发电厂机组的选型，应依据“以热定电”的原则，并根据热负荷大小和特性，经技术经济比较后合理确定。
1.0.5 发电厂机组压力参数的选择，宜近期、远期建设统一规划，并宜符合下列规定：
1.0.5.1 供热式发电厂单机容量为1.5MW的机组，宜选用次中压或中压参数；容量为3MW的机组，宜选用中压参数；容量为6MW的机组,宜选用中压或次高压参数；容量为6MW以上的机组，宜选用次高压参数。
1.0.5.2 凝汽式发电厂单机容量为3MW的机组，宜选用次中压参数；容量为6MW及以上的机组，宜选用中压或次高压参数。
1.0.5.3 在同一发电厂内的机组，宜采用同一种参数。
1.0.6 发电厂规划装设机组的台数，供热式发电厂不宜超过6台；凝汽式发电厂不宜超过4台。
1.0.7 发电厂应按规划容量做总体规划设计。新建的发电厂根据负荷增长速度,可按规划容量一次建成或分期建设。当发电厂主控制楼(室)、岸边水泵房土建部分分期施工有困难时，可按规划容量一次建成。
1.0.8 企业自备发电厂的辅助设施、附属生产设施、生活福利设施，由企业统筹规划建设时，发电厂不应设置重复的系统、设备或设施。
企业自备供热式发电厂补水量较大时，原水预处理系统宜由发电厂进行规划设计。
1.0.9 发电厂的机炉配置、主要辅机选型、主要生产工艺系统及主厂房布置，应经技术经济比较确定。
在满足发电厂安全、经济、可靠的运行条件下，系统和(或)布置可作适当简化。
企业自备发电厂装置水平，结合发电厂设备特点，宜与该企业工艺要求相协调。
1.0.10 发电厂的煤尘、废水、污水、烟气、灰渣及噪声等各类污染物的防治与排放,应贯彻执行国家环境保护方面的法律、法规和标准的有关规定，并应符合劳动卫生与工业卫生方面标准的有关规定，达到标准后，方可排放。
污染物的防治工程设施及劳动卫生、工业卫生设施，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。
严禁将灰渣排入江河、湖海水域。
1.0.11 发电厂的抗震设计，必须执行现行的国家标准《建筑抗震设计规范》的有关规定。
1.0.12 发电厂的设计，除应遵守本规范的规定外，尚应执行现行国家有关的标准、规范的规定。
2热、电负荷与厂址选择
2.1 热负荷和热介质
2.1.1 区域性供热式发电厂的热负荷，应在城镇地区热力规划的基础上经调查核实后确定。企业自备供
热式发电厂的热负荷，应按企业规划要求的供热量确定。
2.1.2 供热式发电厂的规划容量和分期建设的规模，应根据调查落实的近期和远期的热负荷确定。
2.1.3 供热式发电厂的经济合理供热范围，应根据热负荷的特性、分布、密度、热源成本、热网造价和供热介质参数等因素，通过技术经济比较确定。蒸汽管网的输送距离不宜超过4km，热水管网的输送距离不宜超过10km。
2.1.4 确定设计热负荷，应调查供热范围内的热源概况、热源分布、供热量和供热参数等，并应符合下列要求：
2.1.4.1 工业用汽热负荷，应调查和收集各热用户现状和规划的热负荷的性质、用汽参数、用汽方式、用热方式、回水情况及最近一年内逐月的平均用汽量和用汽小时数，按各热用户不同季节典型日的小时用汽量，确定冬季和夏季的最大、最小和平均的小时用汽量。对主要热用户尚应绘制出不同季节的典型日的热负荷曲线和年持续热负荷曲线。
2.1.4.2 采暖热负荷，应收集供热范围内近期、远期采暖用户类型，分别计算采暖面积及采暖热指标。
应根据当地气象资料,计算从起始温度到采暖室外计算温度的各室外温度相应的小时热负荷和采暖期的平均热负荷,绘制采暖年负荷曲线，并应计算出最大热负荷的利用小时数及平均热负荷的利用小时数。
当采暖建筑物设有通风、空调热负荷时，应在计算的采暖热负荷中加上该建筑物通风、空调加热新风所需的热负荷。
采暖指标应符合国家现行规范《城市热力网设计规范》的规定。
注：采暖起始温度，一般为室外日平均温度+5℃。
采暖室外计算温度：应采用历年平均不保证５ｄ的日平均温度。
2.1.4.3 生活热水的热负荷，应收集住宅和公共建筑的面积、生活热水热指标等，并应计算生活热水的平均热负荷和最大热负荷。
2.1.5 供热式发电厂在非采暖期，当供热参数合适时，可供热力制冷负荷。制冷热负荷，应根据制冷建筑物的面积、热工特性、气象资料以及制冷工艺对热介质的要求确定。
2.1.6 经过调查核实的热用户端的在不同季节的最大、最小和平均用汽量及用汽参数，应折算成发电厂端的供汽参数、供热蒸汽流量或供热量。采暖热负荷和生活热水热负荷，当按热指标统计时，不应再计算热水网损失。
2.1.7 对热用户进行热负荷叠加时，同时率的取用，应符合下列规定：
2.1.7.1 对有稳定生产热负荷的主要热用户，在取得其不同季节的典型日热负荷曲线的基础上，进行热负荷叠加时，不应计算同时率。
2.1.7.2 对生产热负荷量较小或无稳定生产热负荷的次要热用户，在进行最大热负荷叠加时，应乘以同时率。
2.1.7.3 采暖热负荷及用于生活的空调制冷热负荷和生活热水热负荷进行叠加时，不应计算同时率。
2.1.7.4 同时率数值宜取0.7～0.9。热负荷较平稳的地区取大值，反之取小值。
2.1.8 供热式机组的选型和发电厂热经济指标的计算，应根据发电厂端绘制的采暖期和非采暖期蒸汽和热水的典型日负荷曲线，以及总耗热量的年负荷持续曲线确定。
2.1.9 发电厂的供热介质，应按下列原则确定：
2.1.9.1 当用户主要生产工艺需蒸汽供热时，应采用蒸汽供热介质。
2.1.9.2 当多数用户生产工艺需热水介质，少数用户可由热水介质转化为蒸汽介质，经技术经济比较合理时，宜采用热水供热介质。
2.1.9.3 单纯对民用建筑物供采暖通风、空调及生活热水的热负荷，应采用热水供热介质。
2.1.9.4 当用户主要生产工艺必须采用蒸汽供热，同时又供大量的民用建筑采暖通风、空调及生活热水热负荷时，应采用蒸汽和热水两种供热介质。当仅供少量的采暖通风、空调热负荷时，经技术经济比较合理时，可采用蒸汽一种介质供热。
2.1.10 供热介质参数的选择，应符合下列要求：
2.1.10.1 根据热用户端生产工艺需要的蒸汽参数，经技术经济比较后选择最佳的汽轮机排汽参数或抽汽参数。
2.1.10.2 热水热力网最佳设计供水温度、回水温度，应根据具体工程条件,综合热电厂、管网、热力站、热用户二次供热系统等方面的因素，进行技术经济比较后确定。
当不具备确定最佳供水温度、回水温度的技术经济比较条件时，热水热力网的供水温度、回水温度，可按下列原则确定：
(1)通过热力站与用户间接连接供热的热力网,热电厂供水温度可取110～150℃。采用基本加热器的取较小值；采用基本加热器串联尖峰加热器(包括串联尖峰锅炉)的取较大值。
回水温度可取60～70℃。
(2)直接向用户供热水负荷的热力网，热电厂供水温度可取95℃左右，回水温度可取65～70℃。
2.1.10.3 用于制冷的供热介质参数，应根据制冷工艺的技术要求确定。
2.1.11 蒸汽热力网的用户端，当采用间接加热时，其凝结水回收率应达80%以上。
用户端的凝结水回收方式与回收率，应根据水质、水量、输送距离和凝结水管道投资等因素进行综合技术经济比较后确定。
2.2 电力负荷
2.2.1 建设单位应向设计单位提供建厂地区近期及远期的逐年电力负荷资料。
2.2.1.1 电力负荷资料，应包括下列内容：
(1)现有及新增主要电力用户的生产规模、主要产品及产量、耗电量、用电负荷组成及其性质、最大用电负荷及其利用小时数、一级用电负荷比重等详细情况；
(2)地区工业生产发展逐年用电负荷；
(3)地区农业生产、农田水利建设发展逐年用电负荷；
(4)地区市政生活发展逐年用电负荷。
2.2.1.2 电力负荷资料，应详细说明负荷的分布情况。
2.2.2 对电力负荷资料应进行复查，对用电负荷较大的用户应分析核实。
2.2.3 根据建厂地区内的电源发展规划和电力负荷资料，做出近期及远期的地区电力平衡。必要时做出电量平衡。
2.3 厂址选择
2.3.1 发电厂的厂址选择，应结合热力和电力系统规划及地区建设规划进行。并综合热力和电力负荷、燃煤供应、水源、交通运输、除灰、出线、供热管线、地形、地质、地震、水文、气象、环境保护和综合利用等因素，经技术经济比较后确定。
企业自备发电厂的厂址，宜靠近企业的热力和电力负荷中心。并应与企业的各分厂厂址同时选定。
区域供热式发电厂的厂址，宜靠近用户的热力负荷中心。
2.3.2 企业自备发电厂的规划与布置，应与企业各分厂车间相协调，并应满足企业的总体规划要求。区域供热式发电厂或凝汽式发电厂，应与周围其它企业及所在城镇的规划相协调。
2.3.3 发电厂的总体规划，应符合下列要求：
2.3.3.1 以厂区为中心，使厂内外工艺流程合理。
2.3.3.2 交通运输方便。
2.3.3.3 妥善处理厂内与厂外、生产与生活、生产与施工的关系。
2.3.3.4 方便施工，利于扩建。
2.3.3.5 减少场地的开挖工程量。
2.3.3.6 节约用地。
2.3.4 选择厂址时，确定供水的水源，应符合下列要求：
2.3.4.1 供水水源必须可靠。在确定水源的给水能力时，应掌握当地农业、工业和居民生活用水情况，以及水利规划和气候对水源变化的影响。
2.3.4.2 采用直流供水的发电厂，宜靠近水源。
2.3.4.3 当采用地下水水源时，应充分利用现有的地下水勘探资料；在现有资料不足的情况下，应进行水文地质勘探，并按水文地质勘探有关规范的要求，提供水文地质勘探评价报告。
2.3.5 选择厂址时，用地应符合下列要求：
2.3.5.1 节约用地，不占或少占良田，尽可能利用荒地或劣地。
2.3.5.2 发电厂的用地范围，应按规划容量确定。并按分期建设和施工的需要，提供分期征地或租地图。
2.3.6 确定厂址标高和防洪、治涝堤顶标高，应符合下列要求：
2.3.6.1 厂址标高应高于重现期50年一遇的洪水位。当低于此洪水位时，厂区应有可靠的防洪设施，并应在初期工程中一次建成。
2.3.6.2 主厂房周围的室外地坪设计标高，应高于50年一遇的洪水位以上0.5m。
2.3.6.3 对位于滨江或河、湖的发电厂，其防洪堤的堤顶标高，应高于50年一遇的洪水位以上0.5m。
2.3.6.4 对位于滨海的发电厂，其防洪堤的堤顶标高，应按50年一遇的高水位或潮位，加重现期50年累积频率1%的浪爬高和0.5m的安全超高确定。
2.3.6.5 在以内涝为主的地区建设的发电厂，其治涝围堤堤顶标高，应按历史最高内涝水位加0.5m的安全超高确定。当设有治涝设施时，可按设计内涝水位加0.5m的安全超高确定。围堤应在初期工程中一次建成。
2.3.6.6 在山区建设的发电厂的厂址标高，可按100年一遇的洪水位加0.5m的安全超高确定。
2.3.6.7 企业自备发电厂的防洪标准，应与所在企业的防洪标准相协调。
2.3.7 选择厂址时，必须掌握厂址的工程地质资料和区域地质情况。当地质条件合适时，建筑物和构筑物宜采用天然地基。
2.3.8 发电厂厂址的地震烈度，应按国家地震局颁布的中国地震烈度区划图确定。
2.3.9 确定厂址位置时，应符合下列要求：
2.3.9.1 发电厂的厂址，不应设在危岩、滑坡、岩溶发育、泥石流地段、发震断裂带以及地震时发生滑波、山崩和地陷地段。
2.3.9.2 发电厂的厂址，应避让重点保护的文化遗址或风景区，不宜设在居民集中的居住区内，不宜设在有开采价值的矿藏上，并应避开拆迁大量建筑物的地区。
2.3.9.3 山区发电厂的厂址，宜选在坡地或丘陵地上，不应破坏自然地势。
2.3.9.4 发电厂的厂址，宜设在城镇和重点保护的文化遗址或风景区常年最小频率风向的上风侧。
2.3.10 选择厂址时，应结合灰渣综合利用情况，选定贮灰场。贮灰场的设计，应符合下列要求：
2.3.10.1 贮灰场宜靠近厂区,宜利用厂区附近的山谷、洼地、海涂、滩地、塌陷区等地段建造贮灰场。贮灰场不应设在当地水源地或规划水源保护区范围内。
2.3.10.2 当采用山谷贮灰场时，应采取措施防止其泄洪构筑物在泄洪期对下游造成不利的影响，并应充分利用当地现有的防洪设施。
2.3.10.3 当灰渣综合利用不落实时，初期贮灰场总贮量应满足初期容量存放5年的灰渣量；规划的贮灰场总贮量，应满足规划容量存放10年的灰渣量。
2.3.10.4 当有灰渣综合利用时，贮灰场的总贮量，应扣除同期综合利用的灰渣量。当灰渣全部综合利用时,应按综合利用可能中断的最长持续期间内的灰渣排除量选定缓冲贮灰场。
2.3.11 发电厂居住区位置的选择，应符合下列要求：
2.3.11.1 发电厂居住区的位置，应按有利生产、方便生活确定。并应符合国家现行的卫生标准的有关规定。
2.3.11.2 居住区宜设于厂区常年最小频率风向的下风侧。
2.3.11.3 企业自备发电厂的居住区，应与所在企业的居住区统一规划。
2.3.11.4 规划居住区时，应避免邻近工业企业散发有害物产生的影响。
2.3.12 选择厂址时，应按规划容量规划出线走廊。发电厂的高压输电线路，不宜跨越建筑物；高压线
之间，宜避免或减少交叉。
2.3.13 供热管线的布置和规划走廊，应与厂区总平面布置相协调，不应影响厂区的交通运输、扩建和施工。
2.3.14 选择厂址时，发电厂的运输方式，应通过技术经济比较确定。
2.3.15 选择厂址时，应规划施工安装场地。其位置宜布置在厂区扩建方向。
2.3.16 选择厂址时，根据气象和地形等因素，发电厂排放的粉尘、废气、废水、灰渣对周围环境的影响,应符合现行国家的环境保护标准的有关规定。
3厂区规划
3.1 基本规定
3.1.1 发电厂的厂区规划，应根据生产工艺、运输、防火、防爆、环境保护、卫生、施工和生活等方面的要求，结合厂区地形、地质、地震和气象等自然条件，按照规划容量，以近期为主，对厂区的建筑物和构筑物、管线及运输线路等，进行统筹安排，合理布置，工艺流程顺畅，检修维护方便，有利施工，便于扩建。
企业自备发电厂的厂区规划，应与企业的总体布置相协调。
3.1.2 发电厂的厂区规划设计，应符合下列要求：
3.1.2.1 发电厂的厂区规划，应按规划容量设计。发电厂分期建设时，总体规划应正确处理近期与远期的关系。近期集中布置，远期预留发展，分期征地，严禁先征待用。
3.1.2.2 扩建发电厂的厂区规划，应结合老厂的生产系统和布置特点进行统筹安排、改造，合理利用现有设施，减少拆迁，并避免扩建施工对生产的影响。
3.1.2.3 厂区建筑物、构筑物的平面布置和空间组合，应紧凑合理，功能分区明确，厂区简洁协调，建筑造型新颖美观，满足安全运行，方便检修。
3.1.2.4 做好厂前区的规划。辅助厂房和附属建筑物，宜采用联合建筑和多层建筑。居住区应采用多层建筑。
3.1.2.5 企业自备发电厂的建筑形式和布置，应与所在企业和建筑风格相协调；区域发电厂应与所在城镇的建筑风格相协调。
3.1.3 厂区规划应以主厂房为中心进行布置。
在地形复杂地段，可结合地形特征，选择合适的建筑物、构筑物平面布局，建筑物、构筑物的主要长轴宜沿自然等高线布置。
根据地震烈度需要设防的发电厂，建筑场地宜布置在有利地段，建筑物体形宜简洁规整。
3.1.4 厂区绿化的布置，应符合下列要求：
3.1.
4.1 根据规划容量、生产特点，结合总平面布置、环境保护、美化厂容的要求，和当地自然条件等，规划实施。
3.1.
4.2 绿化主要地段，应规划在进厂主干道的两侧，厂区主要出入口，主厂房、主要辅助建筑及贮煤场的周围。
3.1.
4.3 屋外配电装置地带的绿化，应满足电气设备安全距离的要求。
3.1.
4.4 绿化系数宜为10%～15%。
3.1.
4.5 企业自备发电厂厂区的绿化，应符合企业绿化规划的要求。
3.1.5 厂区主要建筑物的方位，宜结合日照、自然通风和天然采光等因素确定。
3.1.6 发电厂各项用地指标，应符合现行《电力工程建设项目用地指标》的有关规定。
3.1.7 建筑物和构筑物的耐火等级，应按照生产过程中的火灾危险性确定，且应符合本规范附录A的规定。
3.2 主要建筑物和构筑物的布置
3.2.1 主厂房位置的确定，应符合下列要求：
3.2.1.1 满足工艺流程，道路通畅，与外部管线连接短捷。
3.2.1.2 采用直流供水时，主厂房宜靠近取水口。
3.2.1.3 主厂房的固定端，宜朝向厂区主要出入口。
3.2.1.4 汽机房的朝向，应使高压输电线出线顺畅；炎热地区，宜使汽机房面向夏季盛行风向。
3.2.1.5 当自然地形坡度较大时，锅炉房宜布置在地形较高处。
3.2.1.6 企业自备热电厂的主厂房，宜靠近热负荷、电负荷的中心。
3.2.2 冷却塔和(或)喷水池的布置，宜符合下列要求：
3.2.2.1 冷却塔和(或)喷水池，宜靠近汽机房布置，并应满足最小防护间距要求。
3.2.2.2 发电厂一期工程的冷却塔，不宜布置在厂区扩建端。
3.2.2.3 冷却塔塔群，不宜交错排列。
3.2.2.4 冷却塔和(或)喷水池，不宜布置在屋外配电装置及主厂房的冬季盛行风向上风侧。
3.2.2.5 机力通风冷却塔单侧进风时，其长边宜与夏季盛行风向平行，并应注意其噪声对周围环境的影响。
3.2.3 运煤系统建筑物的布置，应满足生产工艺的要求。并应缩短输送距离，减少转运，降低提升高度。
贮煤场宜布置在主厂房和屋外配电装置的常年最小频率风向的上风侧。
3.2.4 发电厂各建筑物和构筑物之间的间距，应符合本规范附录B的规定。
3.2.5 发电厂采用汽车运煤和灰渣时，宜设专用的出入口。
发电厂的扩建设计，宜设施工专用的出入口。
3.2.6 厂区围墙，应按节约用地及美观的要求设置。其高度宜为2.2m。
屋外配电装置、油罐区等有燃烧、爆炸危险的地区周围，应设围栅，其高度宜取1.2～1.5m。
3.3 交通运输
3.3.1 厂区道路的布置，应符合下列要求：
3.3.1.1 应满足生产和消防的要求，并应与竖向布置和管线布置相协调。
3.3.1.2 主厂房的周围，应设环形道路。
3.3.1.3 贮煤场的周围，宜设环形道路。
当贮煤场设环形道路有困难时，在贮煤场的一侧，应布置尽端式道路，并应设回车道或面积不小于
12m×12m的回车场。
3.3.1.4 发电厂的主要进厂公路，应与通向城镇的现有公路相连接，宜短捷，并应避免与铁路线交叉。当其平交时，应设置道口及其它安全设施。
3.3.1.5 厂区与厂外供排水建筑、水源地、码头、贮灰场以及居住区之间，应有道路连接。
3.3.2 发电厂的道路设计，宜符合下列要求：
3.3.2.1 宜采用混凝土路面或沥青路面。
3.3.2.2 进厂主干道的行车部分宽度，宜为6～7m。
3.3.2.3 采用汽车运煤和灰渣的发电厂，其出入口道路的行车部分宽度宜为7m。
3.3.2.4 其它主要道路的宽度，根据车流和使用情况确定。单行车道可取3.5～4m。
3.3.2.5 人行道的宽度，不宜小于1m。
3.3.3 发电厂的燃煤运输方式，应通过技术经济比较确定，并应符合下列要求：
3.3.3.1 发电厂年耗煤量大于6×104t，且具备良好的接轨条件，铁路专用线长度小于2km时，宜采用铁路运输。
3.3.3.2 企业自备发电厂的燃煤运输方式，宜与企业的建设统一规划。
注：年耗煤量按本期容量计算。
3.3.4 厂内铁路专用线配线，应根据发电厂年耗煤量、卸车方式和行车组织等因素确定。
3.3.5 采用铁路运煤的发电厂，卸油与卸煤宜共用一条卸车线。
卸油装置与卸煤装置的间距不应小于10m。卸油装置宜布置在卸车线的末端。
3.3.6 水路运输码头的设计，宜符合下列要求：
3.3.6.1 水路运输码头，应选在河床稳定、水流平顺、流速适宜和有足够水深的水域可供停泊船只的河段上。
3.3.6.2 码头宜靠近厂区，并应布置在取水构筑物的下游，与取水口保持一定的距离。
3.3.6.3 码头与循环水排水口之间，宜相隔一段距离，避免排水流速分布对船只靠泊的影响。
3.4 竖向布置
3.4.1 厂区竖向布置的形式和设计标高，应根据生产工艺、交通运输、管线布置和基础埋深等要求，结合厂区地形、工程地质、水文和气象等具体条件确定。
3.4.2厂区排水组织的设计，应按规划容量场地面积全面统一安排，并应防止厂外道路汇集的雨水流入厂内。
企业自备发电厂的场地排水，应与企业的场地排水设计相协调。
3.4.3 发电厂厂区场地排水方式，应符合下列规定：
3.4.3.1 厂区场地的排水，宜采用城市型道路路面排水槽和明沟或暗管相结合的排水方式。有条件时，应采用自流排水。
3.4.3.2 对阶梯式布置的发电厂，每个台阶应有排水措施。
3.4.3.3 当室外沟道高于设计地坪标高时，应有过水措施。
3.4.3.4 贮煤场的周围，宜采用明沟排水方式。排水沟应设有澄清和清理煤灰的措施，并应防止贮煤场地面水流入其它地段。
3.4.4 厂内的排水明沟，宜作护面处理。其纵向坡度，不宜小于0.3%，起点深度不应小于0.2m。梯形断面的沟底宽度，不应小于0.3m。矩形断面的沟底宽度，不应小于0.4m。城市型道路路面排水槽至排水明沟的引水沟的沟底宽度，不应小于0.3m。
3.4.5 厂区场地的平整坡度，宜按0.5%～2%设计；困难地段最小平整坡度，不应小于0.3%；局部地段的最大平整坡度，宜按土质确定，但不宜大于6%。
设计地面排水坡度时，应防止地面水流入电缆沟、管沟和建筑物内。
3.4.6 当厂区自然地形、地质条件造成场地平整土石方工程量较大时，宜采用阶梯式布置。
根据生产工艺流程、交通运输、建筑物和构筑物及管线布置的要求，厂区场地阶梯不宜超过3个，相邻两阶梯场地的高差，不宜大于5m。
3.4.7 建筑物和构筑物的室内底层标高，应高出室外地坪0.15～0.30m。对软土地基，应根据沉降量增加室内底层与室外地坪的高差。
3.5 管线布置
3.5.1 发电厂厂区地下管线的布置，应符合下列要求：
3.5.1.1 便于施工和检修。
3.5.1.2 当管道发生事故时，不损害建筑物和构筑物的基础，污水不渗入生活给水管道和电缆沟内。
3.5.1.3 避免遭受机械损伤和腐蚀。
3.5.1.4 管线埋深，应避免管道内液体冻结。
3.5.1.5 主要管线应避免穿越扩建用地。
3.5.2 架空管线的布置，不应妨碍交通及建筑物的自然采光和自然通风，并做到整齐美观。
3.5.3 管线应与道路和建筑物平行布置。管线应布置在道路路面范围以外，主要干管宜靠近建筑物和支管较多的一侧。管线之间或管线与铁路和道路之间，宜减少交叉，必要时宜采用直角交叉。
在困难条件下，地下管线可布置在道路路面范围以内。
3.5.4 在满足安全生产和方便检修条件时，管线宜采用同沟或同架布置。架空管线宜与地下管线重叠布置。部分次要管线可直埋敷设。
3.5.5 管线至建筑物和构筑物、铁路、道路及其它管线的水平距离，应根据工程地质、构架基础形式、检查井结构、管线埋深、管道直径和管内介质的性质等因素确定。
地下管线与建筑物、构筑物之间的最小水平净距，宜符合本规范附录C的规定。
地下管线之间的最小水平净距，宜符合本规范附录D的规定。
地下管线之间或与铁路、道路交叉的最小垂直净距，宜符合本规范附录E的规定。
3.5.6 架空管线与建筑物、构筑物之间的最小水平净距，宜符合本规范附录F的规定。架空管线跨越铁路或道路的最小垂直净距,宜符合本规范附录G的规定。
4主厂房布置
4.1 基本规定
4.1.1 发电厂主厂房的布置，应符合热、电生产工艺流程，做到设备布局紧凑、合理，管线连接短捷、整齐，厂房布置简洁、明快。
4.1.2 主厂房的布置，应为运行安全和操作方便创造条件，做到巡回检查通道畅通。厂房的通风、采光、照明和噪声等，应符合现行国家有关标准的规定。
4.1.3 主厂房的布置，应因地制宜，根据自然条件、厂区规划、主辅设备特点和施工条件等因素，进行技术经济比较后确定。
4.1.4 主厂房车间的布置，应根据发电厂厂区规划，综合热机、电气、土建、水工、热控、暖通、运煤等专业设计的布置要求，以及扩建条件确定。扩建厂房宜和原有厂房协调一致。
4.1.5 主厂房内应设置必要的检修起吊设施和检修场地，以及设备和部件检修所需的运输通道。
4.2 主厂房布置
4.2.1 主厂房的布置形式，宜按锅炉房、煤仓间、除氧间(或合并除氧煤仓间)、汽机房的顺序排列。
当采用其它的布置形式时，应经技术经济比较后确定。
4.2.2 主厂房的布置，应与发电厂出线、循环水进、排水管沟、热网管廊、主控制楼(室)、汽机房披屋和其周围环形道路等布置相协调。
4.2.3 主厂房各层标高的确定，应符合下列要求：
4.2.3.1 双层布置的锅炉房和汽机房的运转层，宜取同一标高，汽机房的运转层，宜采用岛式布置。
4.2.3.2 除氧器层的标高，必须满足除氧器给水箱水位保证给水泵进口在各种运行工况下不发生汽化的要求。
4.2.3.3 煤仓层的标高，应按运煤系统运行班制满足每台锅炉原煤仓(煤粉炉包括煤粉仓)总有效容积的要求：
(1)运煤系统两班工作制，宜为锅炉额定蒸发量12～14h的耗煤量；
(2)运煤系统三班工作制，宜为锅炉额定蒸发量10～12h的耗煤量；
(3)煤粉仓的有效容积，宜为锅炉额定蒸发量3～4h的耗煤量。
4.2.4 主厂房的柱距和跨度，应根据锅炉、汽机容量、型式和布置方式，结合规划容量确定，并宜符合建筑设计统一模数制。
4.2.5 当气象条件适宜时，65t/h及以上容量的锅炉，宜采用露天或半露天布置。露天布置的锅炉,应采取有效的防冻、防雨、防腐措施。
除尘设备，应露天布置。严寒地区，有可能冰冻的部位，应采取局部防冻措施。
非严寒地区，锅炉吸风机宜露天布置。其电动机为非户外式时，应采取防护措施。
4.2.6 汽轮机油系统的防火措施，应符合国家有关防火规范的有关规定。
4.2.7 减温减压器和热网加热器，宜布置在主厂房内。
4.2.8 原煤仓、煤粉仓和落煤管的设计，应符合下列要求：
4.2.8.1 原煤仓的内壁，应光滑耐磨，其相邻两壁交线与水平面夹角，不应小于55°，壁面与水平面的交角，不应小于60°。对褐煤及粘性大或易燃的烟煤，相邻两壁交线与水平面夹角，不应小于65°，壁面与水平面的交角，不应小于70°。相邻壁交线内侧应做成圆弧形，圆弧的半径，宜为200mm。
4.2.8.2 原煤仓出口的截面，不应过小。对煤粉炉，在原煤仓出口下部，宜设置圆形双曲线或圆锥形金属小煤斗。
4.2.8.3 对煤粉炉的原煤落煤管，宜垂直布置。当受条件限制时，其与水平面的倾斜角不宜小于70°。
4.2.8.4 炉排炉的移动的落煤管，可做成圆锥台形，固定的落煤管，宜做成从圆锥过渡成扁平扩散管，并应与炉前加煤斗的宽度相适应。落煤管与水平面的倾斜角，不宜小于60°。当条件受限制时，应根据煤的水分、颗粒组成、粘结性等因素，采用消堵措施，但落煤管的倾斜角，不应小于55°。必要时，可设置监视煤流装置。
有条件时，可设置单台锅炉燃煤计量装置。
4.2.8.5 煤粉仓的设计，应符合下列要求：
(1)煤粉仓应封闭严密，内表面应平整、光滑、耐磨和不积粉；
(2)每个煤粉仓上设置的防爆门，不应少于2只，防爆门的面积，应按每立方米煤粉仓几何容积0.0025㎡计算，且总面积不得小于0.5㎡；
(3)煤粉仓及其顶盖，应坚固和严密；
(4)煤粉仓应防止受热和受潮。在严寒地区，金属煤粉仓及靠近厂房外墙或外露的混凝土煤粉仓，应有防冻保温措施；
(5)煤粉仓相邻两壁间的交线与水平面的夹角，不应小于60°，壁面与水平面的交角，不应小于65°。相邻两壁交线的内侧,应做成圆弧形，圆弧半径宜为200mm；
(6)煤粉仓应有测量粉位、温度以及灭火、吸潮和放粉的设施。
4.3 检修设施
4.3.1 汽机房的底层，应设置集中安装检修场地。其面积应能满足检修吊装大件和翻缸的要求。
4.3.2 汽机房内起重机的设置，可按下列原则确定：
4.3.2 1 3MW及以上容量的机组双层布置的汽机房内，应设置一台电动桥式起重机。
3MW以下容量的机组及单层布置的汽机房，可设置手动单梁桥式起重机或其它型式的起重设备。
4.3.2.2 起重量应按检修起吊最重件确定(不包括发电机定子)。
4.3.2.3 起重机的轨顶标高，应满足起吊物件最大起吊高度的要求。
4.3.2.4 起重机的起重量和轨顶标高，应结合规划扩建机组确定。
4.3.3 主厂房的下列各处，应设置必要的检修起吊设施：
4.3.3.1 锅炉房炉顶。电动起吊装置的起重量，宜为0.5～1t，提升高度，应从零米到炉顶。
4.3.3.2 送风机、吸风机、磨煤机、排粉机等转动设备的上方。
4.3.3.3 煤仓间煤仓层。电动起吊装置的起重量，宜为0.5～1t，提升高度应从零米层或运转层至煤仓层。
4.3.3.4 利用汽机房桥式起重机起吊受到限制的场所的加热器、水泵、凝汽器端盖等设备和部件。
4.3.4 汽机房的运转层，应留有利用桥式起重机抽出发电机转子所需要的场地和空间。
汽机房的底层，应留有抽、装凝汽器铜管的空间位置。
4.3.5 锅炉房的布置，应预留拆装空气预热器、省煤器的检修空间和运输通道。
4.4 综合设施
4.4.1 主厂房内管道阀门的布置，应方便检查和操作，凡需经常操作维护的阀门而人员难以到达的场所，宜设置平台、楼梯，或设置传动装置引至楼(地)面进行操作。
4.4.2 主厂房内的通道和楼梯的设置，应符合下列要求：
4.4.2.1 主厂房的零米层与运转层，应设有贯穿直通的纵向通道。其宽度应满足下列要求：
(1)汽机房靠A列柱侧，不宜小于1m；
(2)汽机房靠B列柱侧，不宜小于1.2m；
(3)锅炉房炉前，宜为2～3m。
4.4.2.2 汽机房和锅炉房之间，应设有供运行、检修用的横向通道。
4.4.2.3 煤粉炉、流化床炉和容量为65t/h的链条炉，每台锅炉应设运转层至零米层的楼梯；35t/h及以下的链条炉可2～3台炉设运转层至零米层的楼梯。
4.4.2.4 每台双层布置的汽轮机运转层至零米层，应设上下联系楼梯。
4.4.3 主厂房的地下沟道、地坑、电缆隧道，应有防、排水设施。
4.4.4 主厂房的各楼层地面，应设置冲洗水源，并能排水，且应设有清洗水池、清除垃圾的设施及厕所。
4.4.5 汽机房外应设置一个电气事故贮油池。其容量按最大一台变压器的油量确定。事故贮油池宜设有油水分离设施。
电气事故贮油池宜与汽机事故排油池合并，容量取其中较大者。
5运煤系统
5.1 基本规定
5.1.1 发电厂的运煤系统，应因地制宜地采用机械装置。
5.1.2 运煤系统中各相邻连续运煤设备之间，应设置电气联锁、信号和必要的通讯设施。
5.1.3 运煤系统宜采用就地控制。有条件时，可采用集中控制，控制室不应设在振动和煤尘大的地点。
当采用就地控制时，值班地点应设置值班室。
5.1.4 运煤系统的出力，应按规划容量即全厂运行锅炉额定蒸发量每小时总耗煤量(以下简称总耗煤量)确定。
当采用双路运煤系统三班工作制运行时，其中一路系统的出力，不应小于总耗煤量的150%；两班工作制运行时，其出力不应小于总耗煤量的200%。
当采用单路运煤系统三班工作制运行时，系统的出力，不应小于总耗煤量的200%，两班工作制运行时，其出力不应小于总耗煤量的300%。
5.1.5 运煤系统昼夜作业时间的确定，应符合下列要求：
5.1.5.1 两班工作制运行，不宜大于11h；
5.1.5.2 三班工作制运行，不宜大于16h。
运煤系统的工作班制，应与锅炉的原煤仓(煤粉炉包括煤粉仓)的总有效容积协调。对单路的运煤系统，宜采用两班工作制运行。
5.2 卸煤装置及厂外运输
5.2.1 发电厂的总耗煤量在6t/b以上时，宜采用卸煤机械。卸煤机械的配置，应根据来煤运输方式和来煤量确定。
5.2.2 当铁路来煤时，卸车时间和一次进厂的车辆数量，应与铁路部门协商确定。
一次进厂的路用车辆的数量，可按下列要求确定：
5.2.2.1 日耗煤量在1000t以下的发电厂，车辆的数量为5～10节。
5.2.2.2 日耗煤量在1000t及以上的发电厂，车辆的数量为10～16节。
5.2.3 当水路来煤时，卸煤机械的总额定出力，应按泊位的通过能力，并与航运部门协商确定，宜为全厂总耗煤量的300%。全厂装设的卸煤机械的台数，不应少于2台。
5.2.4 当汽车来煤时，应优先利用社会运力。当无条件实现时，应设置自备汽车及必要的辅助设施。
自备汽车的选型，应与厂内外道路、桥梁的通过能力相适应。
自备汽车运行的数量，应按每昼夜全厂运行锅炉额定出力时的总耗煤量、运输距离及每昼夜运煤的时间不超过12h计算确定,并另设检修备用车辆30%～40%。
自备运煤汽车的总数，不宜超过15辆。
5.2.5 靠近煤源的发电厂，厂外运输可采用单路带式输送机或索道缆车等其它方式输送，并通过技术经济比较确定。
5.3 运煤设施
5.3.1 进入锅炉房的运煤机械设备的选择，应符合下列要求：
5.3.1.1 总耗煤量大于15t/h时，宜采用带式输送机运煤。当总耗煤量小于60t/h时，可采用单路系统；当总耗煤量在60t/h及以上时，可采用双路系统。单路系统的驱动装置，宜有滚筒等备件。
5.3.1.2 总耗煤量在15t/h及以下时，可采用斗链提升机、埋括板机等其它运煤机械。
5.3.2 采用普通胶带的带式输送机的倾斜角，运送碎煤机前的原煤时，不应大于16°，运送碎煤机后的细煤时，不应大于18°。
胶带的宽度，不宜小于500mm。
5.3.3 运煤栈桥宜采用半封闭式或封闭式。气候适宜时，可采用露天布置，但输送机胶带应设防护罩。在寒冷与多风沙地区，应采用封闭式，并应有采暖设施。
5.3.4 运煤栈桥及地下隧道的通道尺寸，应符合下列要求：
5.3.4.1 运行通道的净宽，不应小于1m，检修通道的净宽，不应小于0.7m。
5.3.4.2 运煤栈桥的净高，不应小于2.2m。
5.3.4.3 带式输送机的地下隧道的净高，不应小于2.5m
5.3.5 燃用褐煤及挥发分大于37%的易自燃的煤种，带式输送机应采用难燃胶带，并设置淋水设施。
5.4 贮煤场及其设备
5.4.1 贮煤场的总贮煤量，应按交通运输条件和来煤情况确定，并应符合下列要求：
5.4.1.1 经过国家铁路干线来煤的发电厂，宜按10～25d的总耗煤量确定。
当发电厂规划容量较小、距离煤源较远、供热可靠性要求高时，取较大值，反之取小值。
5.4.1.2 不经过国家铁路干线而由煤源直接来煤的发电厂，宜按5～10d总耗煤量确定。
5.4.1.3 经过公路来煤的发电厂，宜按5～10d的总耗煤量确定。个别地区应结合气象条件的影响，可适当增大贮煤量。
5.4.1.4 由水路来煤的发电厂，应按水路可能中断运输的最长持续时间确定，但不宜小于10～15d的总耗煤量。
5.4.2 发电厂位于多雨地区时,应根据煤的特性、燃烧系统、煤场设备的型式等条件确定设置干煤棚。其容量按4～8d的总耗煤量确定。计算贮煤场的总容量时，应包括干煤棚的贮存容量。
5.4.3 贮煤场设备的出力和台数，应按下列要求选择：
5.4.3.1 贮煤场设备的堆煤能力，应与卸煤装置的输出能力相匹配，取煤能力，应与锅炉房的运煤系统的出力一致，不设备用。对单路取煤系统应有备用措施。
当采用推煤机、轮式装载机等运载机械作为贮煤场的主要设备时，应有1台备用。
5.4.3.2 作为多种用途的门式或桥式抓煤机，其总额定出力不应小于总耗煤量的250%、卸煤装置出力、运煤系统出力三者中最大值，不另设备用。但可设1台推煤机，供煤场辅助作业。
5.5 筛、碎煤设备
5.5.1 当运煤系统内需要设筛碎设备时，宜采用单级。碎煤机应设旁路通道。
5.5.2 筛碎设备的选型，宜符合下列要求：
5.5.2.1 容易粘结和堵塞筛孔的煤，宜选用无箅的高速锤式或环式碎煤机，不宜选用振动筛。
5.5.2.2 煤质坚硬或煤质多变时，宜选用重型环锤式或反击式碎煤机。
5.5.2.3 优先选用鼓风量小、噪声较低的碎煤机。
5.5.3 经筛碎后的煤块粒度，应满足不同型式锅炉或磨煤机的要求，并宜符合下列规定：
5.5.3.1 煤粉炉、抛煤炉不宜大于30mm。
5.5.3.2 链条炉不宜大于50mm。
5.5.3.3 沸腾炉、循环流化床炉不宜大于10mm。
当锅炉厂对循环流化床炉入炉煤的颗粒尺寸有具体规定时，筛碎设备应满足锅炉要求。
5.5.4 当原煤块粒度符合磨煤机或锅炉燃烧要求时，可不设置碎煤设备。当煤质变化较大时，可预留除大块装置的位置。
5.6 运煤辅助设施及附属建筑
5.6.1 在碎煤机前应设一级电磁分离器。当煤粉炉采用中、高速磨煤机时，在碎煤机后应增设一级电磁分离器。
5.6.2 入厂原煤应设置计量装置。当铁路来煤时，总耗煤量小于15t/h的发电厂，可采用车箱量方计量。
进入锅炉房的运煤线上，应装设计量装置。
5.6.3 新建发电厂的运煤系统中，宜留有装设机械取样装置的位置。
5.6.4 运煤系统应采取下列防止堵煤的措施：
5.6.4.1 受煤斗和转运煤斗壁面与水平面的交角，不应小于60°，矩形受煤斗相邻两壁的交线与水平面的夹角不应小于55°，相邻壁交角的内侧，应做成圆弧形，圆弧半径，不应小于200mm。煤斗内壁应光滑耐磨。
5.6.4.2 落煤管与水平面的倾斜角，按本规范第4.2.8条有关规定执行。
5.6.4.3 落煤管和煤斗的出口截面，宜尽量加大，但最小不得小于450mm×450mm或内径450mm。落煤管宜避免转弯。
5.6.4.4 运煤转运站，在满足转运要求时，宜降低高差和减少层次。
5.6.5 运煤设备应设检修起吊设施和检修场地。
5.6.6 煤尘的治理，应采取综合防治措施，贯彻“先防后治、经济实用、以水为主”的原则，并宜符合下列要求：
5.6.6.1 对表面水分偏低、易起尘的原煤，可进行加湿。加湿水量的控制，应不影响运煤、燃烧系统的正常运行和锅炉效率。
5.6.6.2 在运煤设备布置中，应有清扫地面的设施。当采用水力冲洗时，应有煤泥水排出及沉淀处理的设施。
5.6.6.3 运煤点的落差大于4m时，落煤管宜加锁气挡板。
5.6.6.4 运煤转运站和碎煤机室，应有防止煤尘飞扬的措施。必要时，可设置除尘设施。
5.6.6.5 对易扬尘需加湿的原煤，贮煤场应设置喷淋加湿装置。加湿后的原煤水分，可根据煤种、煤质、颗粒级配等因素确定。但不宜大于8%。
5.6.6.6 对周围影响较大的贮煤场，宜在居住区的相邻处设隔尘设施。
5.6.7 运煤系统生产车间需设置的办公室、值班室、交接班室、检修间、备品库、棚库、推煤机库、浴室、厕所等设施，可合并建设，并可与其它系统设施公用。
6锅炉设备及系统
6.1 锅炉设备
6.1.1 锅炉的选型，应符合下列要求：
6.1.1.1 35t/h等级及以下的锅炉，宜选用链条炉(顺转炉排)、抛煤炉(倒转炉排)、沸腾炉或循环流化床锅炉。
6.1.1.2 65t/h等级及以上的锅炉，宜选用煤粉炉。或根据煤质情况选用其它炉型。
6.1.1.3 燃用高硫煤时，宜优先采用沸腾炉或循环流化床锅炉。
6.1.1.4 容量相同的锅炉，宜选用同一制造厂的同型设备。
6.1.1.5 气象条件适宜时，宜选用露天锅炉。
6.1.2 供热式发电厂锅炉的台数和容量，应根据设计热负荷经技术经济比较后确定。
在选择锅炉容量时，应核算在最小热负荷工况下，汽轮机的进汽量不得低于锅炉不投油最低稳燃负荷。
6.1.3 在无其它热源的情况下，供热式发电厂一期工程，不宜将单台锅炉作为供热热源。
6.1.4 供热式发电厂当一台容量最大的锅炉停用时，其余锅炉的出力，应满足下列要求：
6.1.4.1 热用户连续生产所需的生产用汽量。
6.1.4.2 冬季采暖通风和生活用热量的60%～75%，严寒地区取上限。
此时，可降低部分汽轮发电机的出力。
6.1.5 当发电厂扩建且主蒸汽管道采用母管制系统时，锅炉容量的选择，应连同原有锅炉容量统一计算。
6.1.6 凝汽式发电厂锅炉容量和台数的选择，应符合下列要求：
6.1.6.1 锅炉的容量，应与汽轮机最大工况时的进汽量相匹配。
6.1.6 2 1台汽轮发电机，宜配置1台锅炉，不设备用锅炉。
6.2 煤粉制备
6.2.1 磨煤机的型式，应根据煤种、煤质确定，并应符合下列要求：
6.2.1.1 当发电厂燃用无烟煤、低挥发分贫煤、磨损性很强的煤或煤种、煤质难固定时，宜选用钢球磨煤机。
6.2.1.2 燃用磨损性不强、水分较高、灰分较低、挥发分较高的褐煤时，宜选用风扇磨煤机。
6.2.1.3 煤质适宜时，宜优先选用中速磨煤机。
6.2.2 制粉系统型式的选择，应符合下列要求：
6.2.2.1 当选用钢球磨煤机时，宜采用中间贮仓式制粉系统；
当需采用钢球磨煤机直吹式制粉系统时，应经技术经济比较后确定。
6.2.2.2 当选用高、中速磨煤机时，应采用直吹式制粉系统。
6.2.2.3 易燃、易爆的煤种，宜采用直吹式制粉系统。
6.2.3 磨煤机的台数和出力的选择，应符合下列要求：
6.2.3.1 钢球磨煤机中间贮仓式制粉系统的磨煤机的台数和出力，应按下列要求选择：
(1)65t/h容量等级的锅炉，每台炉应装设1台磨煤机；容量为130t/h等级的锅炉，每台炉宜装设1台磨煤机。
(2)每台锅炉装设的磨煤机在最大钢球装载量下的计算出力，按设计煤种，不应小于锅炉额定蒸发量时所需耗煤量的115%；按校核煤种，不应小于锅炉定额蒸发量时所需的耗煤量。
当燃用低质煤时，当一台磨煤机停止运行，其余磨煤机按设计煤种的计算出力，应满足锅炉不投油稳燃的负荷要求。
6.2.3.2 直吹式制粉系统的磨煤机的台数和出力，应按下列要求选择：
(1)容量为130t/h及以下的锅炉，当采用钢球磨煤机直吹式制粉系统时，每炉应装设2台磨煤机，每台磨煤机的出力，应能供给锅炉60%～70%额定蒸发量时所需的耗煤量；
(2)容量为130t/h及以下的锅炉，当采用高、中速磨煤机直吹式制粉系统时，每炉装设的磨煤机台数，不应少于2台，其中1台备用。
磨煤机的计算出力，应有备用容量。在磨制设计煤种时，除备用外的磨煤机的总出力，不应小于锅炉额定蒸发量时燃煤消耗量的110%～120%。在磨制校核煤种时，除备用磨煤机外的总出力，不应小于锅炉额定蒸发量时所需的耗煤量。
6.2.4 给煤机的型式、台数、出力，应按下列要求选择：
6.2.4.1 给煤机的型式，应根据制粉系统设备的布置、给煤机的调节性能和运行的可靠性等要求进行选择。
6.2.4.2 给煤机的型式，应与磨煤机型式匹配。
钢球磨煤机中间贮仓式制粉系统，可采用埋刮板式、刮板式、胶带式或振动式给煤机。
直吹式制粉系统，应采用密封、调节性能较好的埋刮板式给煤机。
6.2.4.3 给煤机的台数，应与磨煤机的台数相同。
6.2.4.4 埋刮板式、刮板式、胶带式给煤机的计算出力，不应小于磨煤机计算出力的110%；振动式给煤机的计算出力，不应小于磨煤机计算出力的120%。
6.2.5 给粉机的台数、最大出力，应按下列要求选择：
6.2.5.1 给粉机的台数，应与锅炉燃烧器一次风的接口数相同。当锅炉设有预燃室时，应另配置相应数量的给粉机。
6.2.5.2 每台给粉机的最大出力，不应小于与其连接的燃烧器最大设计出力的130%。
6.2.6 输粉设备可选用螺旋输粉机、埋刮板输粉机或其它型式的输粉机，其设置原则应符合下列要求：
6.2.6.1 输粉机的容量，应按与其相连磨煤机中最大一台磨煤机的计算出力确定。
6.2.6.2 螺旋输粉机长度在40m及以下时，宜单端驱动；长度在40m以上时，宜双端驱动，其最大长度不宜超过70m。
6.2.6.3 输粉机应具有良好的密封性。
6.2.7 排粉机的台数、风量和压头的裕量，应按下列要求选择：
6.2.
7.1 排粉机的台数，应与磨煤机的台数相同。
6.2.
7.2 排粉机的风量裕量，宜为5%～10%；压头裕量，宜为10%～20%。
对直吹式制粉系统的排粉机，应采用耐磨风机。
6.2.8 中速磨煤机正压直吹式制粉系统，应设置密封风机。密封风机的台数、风量和压头的裕量，应按下列要求选择：
6.2.8.1 每台锅炉设置的密封风机，不应少于2台，其中1台备用。当每台磨煤机均设密封风机时，密封风机可不设备用。
6.2.8.2 密封风机的风量裕量，宜为10%～20%；压头裕量，宜为20%～40%。
6.2.9 除无烟煤外，制粉系统应设防爆措施。对煤粉仓和钢球磨煤机等制粉设备，应有蒸汽、二氧化碳或其它灭火介质的设施。
6.3 送风机、吸风机、二次风机与除尘设备
6.3.1 锅炉送风机、吸风机、二次风机的台数，应按下列要求选择：
6.3.1.1 锅炉容量为65t/h等级及以下时,每台锅炉应装设送风机和吸风机各1台。65t/h等级及以下的每台沸腾炉、循环流化床炉、链条炉，宜装设1台二次风机。
6.3.1.2 锅炉容量为130t/h时，每台锅炉应装设1台送风机，宜装设2台吸风机。
6.3.2 送风机、吸风机和二次风机的风量和压头裕量，宜符合下列要求：
6.3.2.1 链条炉的送风机、吸风机和二次风机的风量裕量，均不宜小于计算风量的10%；压头裕量，均不宜小于计算压头的20%。
6.3.2.2 煤粉炉送风机的风量裕量，不宜小于计算风量的5%；压头裕量，不宜小于计算压头的10%。
吸风机的风量裕量，宜为计算风量的5%～10%；压头裕量，宜为计算压头的10%～20%。
对燃烧低热质煤或低挥发分煤的煤粉炉，应验算在单台吸风机运行工况下能满足锅炉不投油助燃最低稳燃负荷时的需要。
6.3.2.3 沸腾炉、循环流化床炉的送风机、吸风机和二次风机的风量裕量，均不宜小于计算风量的10%；压头裕量,均不宜小于计算压头的20%。
6.3.3 除尘设备的选择，应符合国家和地方现行的环境保护有关标准的规定，并应满足煤灰特性、燃烧方式和灰渣综合利用的要求。
6.3.4 在除尘器前后烟道上，应设置必要的采样孔及采样操作平台。
6.4 点火及助燃油系统
6.4.1 煤粉炉的点火及助燃，可采用轻柴油。发电厂附近有煤气或燃气供应时，也可采用煤气、燃气点火及助燃。
6.4.2 点火及助燃油罐的个数及容量，可按下列原则确定：
6.4.2.1 当采用35t/h煤粉炉时，全厂宜设置1个20m3油罐。
6.4.2.2 当采用65～130t/h煤粉炉时，全厂宜设置1～2个50～100m3油罐。
6.4.3 点火及助燃油，宜采用汽车运输。发电厂就近有油源时，可采用管道输送。
6.4.4 点火油系统供油泵的出力和台数，可按下列要求选择：
6.4.4.1 供油泵的出力，宜按容量最大一台煤粉炉在额定蒸发量时所需燃料的20%～30%选择；
6.4.4.2 供油泵的台数，宜为2台，其中1台备用。
6.4.5 燃油泵房内，应设置必要的检修场地及值班室。
6.4.6 至锅炉房的供油、回油管道设计，宜符合下列要求：
6.4.6.1 供油、回油管道宜采用各1条。
6.4.6.2 供油和回油管道上，应装设计量装置；各台锅炉的供油和回油管道上，也可装设计量装置。
6.4.6.3 各台锅炉的供油管道上，应装设快速切断阀。
6.4.6.4 根据气象条件，供油、回油管道可设置蒸汽伴热管和蒸汽或压缩空气吹扫管。蒸汽吹扫系统，应有防止燃油倒灌的措施。
6.4.7 地上或半地下式金属燃油罐的外壁，应设置淋水冷却装置。
6.5 锅炉排污系统及其设备
6.5.1 锅炉排污系统及其设备，可按下列要求选择：
6.5.1.1 锅炉排污扩容系统，宜2～4台炉设置一套。
6.5.1.2 锅炉宜采用一级连续排污扩容系统，并应有切换至定期排污扩容器的旁路。
6.5.1.3 定期排污扩容器的容量，应满足锅炉事故放水的需要。
7除灰渣系统
7.1 基本规定
7.1.1 除灰渣系统的选择，应根据除尘器型式、灰渣量、灰渣特性、水质、水量、输送距离、高差、地形、地质、气象、交通、环保和灰渣综合利用及节水、节能要求等条件，经技术经济比较后确定。
7.1.2 当发电厂有灰渣综合利用条件时，应按干灰干排和灰渣分排的原则，确定灰渣的输送系统和贮运系统。当灰渣综合利用条件不落实时，设计应预留灰渣综合利用的条件。
7.1.3 当锅炉灰渣量等于或大于1t/h时，可采用机械、气力或水力除灰渣装置，并宜符合下列要求：
7.1.3.1 气力除灰系统，宜在转运干灰或调湿灰的条件下采用。
7.1.3.2 水力除灰渣，宜采用灰渣混除系统。
7.1.3.3 链条炉及液态排渣炉的渣，不宜采用灰渣泵输送。
7.1.3.4 当条件许可时，宜采用自流沟排灰渣系统。
7.1.4 当采用湿式除尘器时，水力除灰采用高浓度输送或低浓度输送系统的选择，应经技术经济比较确定。当综合利用落实时，宜优先采用设沉灰(渣)池的灰渣分除系统。沉灰(渣)池的排水，宜循环使用。
7.1.5 当采用干式除尘器并综合利用细灰时,宜采用干除灰系统。当外部采用水力除灰系统时,宜采用干灰集中加水搅拌制浆高浓度输送。
除尘器集灰斗的容积，不宜小于8h的集灰量。
7.1.6 气力除灰系统的选择，应根据灰量、输送距离及除尘器集灰斗布置等情况，通过技术经济比较确定。
当灰管当量长度小于200m时，可采用负压气力除灰系统；等于或大于200m时，宜采用正压气力除灰系统。
7.1.7 气力除灰系统的设计出力，应按下列原则确定：
7.1.7.1 当设其它备用措施时，系统的总出力，不应小于该系统排灰量的200%。
7.1.7.2 当设有备用措施时，正压输送系统的总出力，不应小于该系统排灰量的120%；负压系统的总出力，不应小于该系统排灰量的150%。
7.1.8 机械除灰渣系统的选择，应根据灰渣量、输送距离及厂外运输设备能力等情况确定。
7.2 水力除灰渣系统
7.2.1 当贮灰场距离较远或高差大，一级离心泵不能满足要求时，应优先采用灰渣泵直接串联的输送系统。
7.2.2 当采用油隔离泵、水隔离泵、柱塞泵等容积式灰浆泵系统时，宜干灰集中制浆，必要时，也可湿灰浓缩后高浓度输送。
7.2.3 厂内灰渣沟布置的设计，应满足下列要求：
7.2.3.1 设有激流喷咀的灰渣沟的坡度，灰沟的坡度，不应小于1%；固态排渣炉的渣沟坡度，不应小于1.5%；液态排渣炉的渣沟坡度，不应小于2%。输送高浓度灰渣浆或不设激流喷咀的灰渣沟，其坡度应适当加大。灰渣沟宜采用铸石镶板衬砌。
7.2.3.2 灰渣沟的布置，应力求短而直，其布置走向和标高，不应影响扩建。
7.2.3.3 电厂内任何污水、废水以及厂区雨水，均不得排入灰渣沟。
7.2.4 水力除灰系统中主要设备的选择，应符合下列要求：
7.2.4.1 冲渣水泵、冲灰水泵和液态排渣的粒化水泵，均应各有1台备用。根据水源和水泵的扬程及布
置等情况,可统一设置公共备用泵。
7.2.4.2 在灰渣(浆)泵除灰系统中，灰渣(浆)泵的备用台(组)数，应按表7.2.4选取。
灰渣(浆)泵备用台(组)数表7.2.4
7.2.4.3 灰渣(浆)泵需轴封水时，应设专用的轴封水泵。当灰渣(浆)泵串联级数超过3级时，可按串联级数设置压力不同的轴封水泵，每组轴封水泵，宜供2级灰渣(浆)泵的轴封用水，并应设1台备用泵。
7.2.5 沉灰(渣)池的设计，宜符合下列要求：
7.2.5.1 当采用灰渣沟系统灰渣排入沉灰(渣)池时，沉灰(渣)池的位置，宜靠近锅炉房。
7.2.5.2 沉灰(渣)池的几何尺寸，应根据灰渣浆量、灰渣的颗粒级配、沉降速度以及外部输送条件等因素确定。
沉灰(渣)池的有效总容积，不宜小于该除灰(渣)系统24～48h的排灰(渣)量。
7.2.5.3 沉灰(渣)池应设有抓取机械和排水设施。排水泵宜采用杂质泵，并应设置2台，其中1台备用。
7.2.6 灰渣混除的压力灰渣管，应设1条备用管。当灰渣分除时，在满足灰渣输送的条件下，可设1条公共备用管。当有可靠的事故排灰渣措施时，可不设备用管。
自流沟系统不设备用。
7.2.7 灰渣管宜采用钢管。磨损严重的，可采用耐磨管材。
7.3 气力除灰系统
7.3.1 正压气力输送系统的设备，可按下列原则选择：
7.3.1.1 发送器宜采用仓式泵。
7.3.1.2 气源应设置专用的空气压缩机。在一个供气单元系统中，当1～2台空气压缩机同时运行时，应设1台备用；当3台及以上同时运行时，宜设2台备用。
7.3.1.3 在潮湿地区，宜加强气水分离措施。
7.3.1.4 当灰管的当量长度超过300m时，宜按变径配管设计。
7.3.2 负压气力除灰系统灰管的布置，应尽量短而直，并应设置专用的抽真空设备。当1～2台抽真空设备同时运行时，应设1台备用。
7.3.3 空气斜槽输送系统，宜由专用风机供气，并应设1台备用。
当采用锅炉送风作气源时，应设有其它气源作备用。在多雨地区，空气斜槽应采取防潮措施。
斜槽的坡度，不应小于8%。槽内灰层的厚度，宜大于50mm。
7.3.4 灰库的有效总容积，宜符合下列要求：
7.3.4.1 中转灰库，宜满足贮存8～10h的系统最大排灰量；
7.3.4.2 贮运灰库，宜满足贮存24～48h的系统最大排灰量。
7.3.5 灰库库底宜设热风汽化装置，并宜符合下列要求：
7.3.5.1 灰库专用的汽化风机设1台运行、1台备用；
7.3.5.2 加热后的空气温度，宜为150～200℃。
7.3.6 灰库的卸灰装置，应符合下列要求：
7.3.6.1 装干灰时，应有防止干灰飞扬的设施。
7.3.6.2 外运调湿灰时，应设干灰加水搅拌调湿装置。
7.3.7 空气斜槽、贮运灰库、中转灰库等设施的排气，应设净化装置。
7.4 机械除灰渣系统
7.4.1 锅炉机械排渣使用带式输送机、刮板机等设备外运时，可不设备用。但应有输送机故障时的应急措施。
7.4.2 当排灰采用螺旋输送机、刮板机等机械方式集中时，可不设备用。但驱动装置宜设备件，并应有应急措施。
7.4.3 采用车辆外运灰渣时，应根据灰渣量、运输条件以及装车要求选用自卸汽车，或采用密封罐散装车辆，并应有30%～40%的备用量。
7.4.4 采用带式输送机运送灰渣时，渣应经冷却、脱水；灰应加水调湿。
7.5 控制及检修设施
７．５．１除灰渣系统，宜采用就地控制方式。灰渣泵房、仓泵房等处，应设控制室。
７．５．２除灰渣设备集中布置的地点，应设置检修场地及起吊设施，并应设有检修工具、备品备件的存放场所。
8汽轮机设备及系统
8.1 汽轮机设备
8.1.1 发电厂的机组容量的选择，应符合下列要求：
8.1.1.1 区域性凝汽式发电厂的机组容量，应根据地区电力系统规划容量、电力负荷增长的需要和电网结构等因素，优先选择较高参数和较大容量的机组。
8.1.1.2 孤立凝汽式发电厂的机组容量，当停用1台机组时，其余机组应能满足基本电力负荷的需要。
8.1.1.3 供热式发电厂，应根据热负荷的大小，合理确定发电厂的规模和机组容量。条件许可时，应优先选择较高参数、较大容量和经济效益更高的供热式机组。
8.1.2 供热式汽轮机机型的最佳配置方案，应在调查核实热负荷的基础上，根据设计的热负荷曲线特性，经技术经济比较后确定。
8.1.3 供热式汽轮机的选型，应按下列原则确定：
8.1.3.1 具有常年持续稳定的热负荷的热电厂，应按全年基本热负荷选用背压式汽轮机。
8.1.3.2 具有持续部分稳定热负荷的热电厂，可选用背压式汽轮机或抽汽背压式汽轮机承担基本稳定的热负荷，另设置抽凝式汽轮机带变化波动的热负荷。
区域性的热电厂的第一台机组，不宜设置背压式汽轮机。
8.1.3.3 昼夜热负荷变化幅度较大，或近期热负荷总量较小，且无持续稳定的热负荷的热电厂，宜选用抽凝式汽轮机。
8.1.4 热电厂的热化系数，可按下列原则选取：
8.1.4.1 热电厂的热化系数应小于1。
8.1.4.2 热化系数必须因地制宜、综合各种影响因素经技术经济比较后确定，并宜符合下列要求：
(1)热化系数宜取0.5～0.8；
(2)对以供常年工业用汽热负荷为主的热电厂，其热化系数宜取0.7～0.8；
(3)对以供季节采暖为主的热电厂，其热化系数宜取0.5～0.6；
(4)在选取热化系数时，应对热负荷的性质进行分析。年利用小时数高、日负荷稳定的，取高值；年利用小时数低、日负荷波动大的,取低值。
8.1.5 对季节性热负荷差别较大或昼夜热负荷波动较大的地区，为满足尖峰热负荷，可采用下列方式供热：
8.1.5.1 利用热电厂的锅炉裕量，经减温减压装置补充供热。
8.1.5.2 采用供热式汽轮机与兴建尖峰锅炉房协调供热。
8.1.5.3 选留热用户中容量较大、使用时间较短、热效率较高的燃煤锅炉补充供热。
8.1.6 采暖尖峰锅炉房与热电厂采用并联供热系统或串联供热系统，应经技术经济比较后确定，并宜符合下列要求：
8.1.6.1 当采用并联供热时，采暖锅炉房，宜建在热电厂或热电厂附近。
8.1.6.2 当采用串联供热时，采暖锅炉房，宜建在热负荷中心或热网的远端。
8.2 主蒸汽及供热蒸汽系统
8.2.1 主蒸汽管道，宜采用切换母管制系统。
8.2.2 热电厂厂内应设供热集汽联箱。向厂外同一方向输送的供热蒸汽管道，宜采用单管制系统。当符合下列情况时，可采用双管或多管制系统。
8.2.2.1 当同一方向的各用户所需蒸汽参数相差较大，或季节性热负荷占总热负荷比例较大，经技术经济比较合理时，可采用双管或多管制系统。
8.2.2.2 对特别重要而不允许停汽的热用户，需由两个热源供汽时，可设双管输送。每根管道的管径，宜按最大流量的60%设计。
8.2.2.3 当热用户按规划分期建设，初期设单管不能满足规划容量参数要求或运行不经济时，可采用双管或多管制系统。
8.3 给水系统及给水泵
8.3.1 给水管道应采用母管制系统，并应符合下列要求：
8.3.1.1 给水泵吸水侧的低压给水母管，宜采用分段单母管制系统。其管径应比给水箱出水管径大1～2级。给水箱之间的水平衡管的设置，可根据机组的台数和给水箱间的距离等因素综合确定。
8.3.1.2 给水泵出口的压力母管，当给水泵的出力与锅炉容量不匹配时，宜采用分段单母管制系统；当给水泵的出力与锅炉容量匹配时，宜采用切换母管制系统。
8.3.1.3 给水泵的出口处，应设有给水再循环管和再循环母管。
8.3.1.4 备用给水泵的吸水管，宜位于低压给水母管两个分段阀门之间；出口的压力管，宜位于分段压力母管两个分段阀门之间或接至切换母管上。
8.3.1.5 高压加热器后的锅炉给水母管，当高加出力与锅炉容量不匹配时，宜采用分段单母管制系统；当高加出力与锅炉容量匹配时，宜采用切换母管制系统。
8.3.2 发电厂的给水泵的台数和容量，应按下列要求确定：
8.3.2.1 发电厂应设置1台备用给水泵。
8.3.2.2 给水泵的总容量及台数，应保证在任何一台给水泵停用时，其余给水泵的总出力，仍能满足所连系统的全部锅炉额定蒸发量的110%。
8.3.2.3 每台给水泵的容量，宜按其对应的锅炉额定蒸发量的110%给水量来选择。
8.3.3 采用汽动给水泵，宜符合下列要求：
8.3.3.1 不与电网连接或电网供电不可靠的发电厂，宜设置1台汽动给水泵。
8.3.3.2 厂用低压蒸汽需常年经减温减压器供给的热电厂，经供热量平衡和技术经济比较后，可采用1～2台经常运行的汽动给水泵。
8.3.4 给水泵的扬程，应为下列各项之和：
8.3.4.1 锅炉额定蒸发量时的给水流量，从除氧给水箱出口到省煤器进口给水流动的总阻力，另加20%
的裕量。
8.3.4.2 汽包正常水位与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。当锅炉本体总阻力中包括其静压差时，应为省煤器进口与除氧器正常水位间的水柱静压差。
8.3.4.3 锅炉额定蒸发量时，省煤器入口的进水压力。
8.3.4.4 除氧器额定工作压力(取负值)。
8.4 除氧器及给水箱
8.4.1 除氧器的总出力，应按全部锅炉额定蒸发量的给水量确定。当利用除氧器作热网补水定压设备时，应另加热网补水量。每台机组宜设置1台除氧器。
8.4.2 给水箱的总容量，宜符合下列要求：
8.4.2.1 给水箱的总容量，对35t/h及以下的锅炉，宜为20～30min全部锅炉额定蒸发量时的给水消耗量。
8.4.2.2 对65t/h及以上的锅炉，宜为10～15min全部锅炉额定蒸发量时的给水消耗量。
8.4.3 凝汽式发电厂及补水量少的供热式发电厂，补水宜进入凝汽器进行初级真空除氧。
8.4.4 对补给水量大的供热式发电厂，当有合适的热源时，可在除氧器前装设补给水加热器。当无合适的热源时，可采用常温补水的除氧器。
8.4.5 对以供采暖为主的热电厂，热网加热器的疏水，有条件时，可直接进入除氧器；当无条件时，应装设疏水冷却器，降温后再进入除氧器。当采用高温疏水直接进入除氧器，且技术经济比较合理时，可选用0.25～0.412MPa(绝对压力)、120～145℃的中压除氧器。
8.4.6 多台相同参数的除氧器的有关汽、水管道，宜采用母管制系统。
8.4.7 除氧器给水箱的最低水位面到给水泵中心线间的水柱所产生的压力，不应小于下列各项的代数和：
8.4.7.1 给水泵进口处水的汽化压力和除氧器的工作压力之差。
8.4.7.2 给水泵的汽蚀余量。
8.4.7.3 给水泵进水管的流动阻力。
8.4.7.4 给水泵安全运行必需的富裕量3～5kPa。
8.4.8 除氧器及给水箱，应设有防止过压爆炸的安全阀及排汽管道。
8.5 凝结水系统及凝结水泵
8.5.1 发电厂的凝结水，宜采用母管制系统。
8.5.2 凝汽式机组的凝结水泵的台数、容量，宜按下列要求确定：
8.5.2.1 每台凝汽式机组，宜装设2台凝结水泵，每台容量为最大凝结水量的110%。
8.5.2.2 最大凝结水量，应为下列各项之和：
(1)汽轮机最大进汽工况时的凝汽量；
(2)进入凝汽器的经常补水量和经常疏水量；
(3)当低压加热器疏水泵无备用时，可能进入凝汽器的事故疏水量。
8.5.3 供热式机组的凝结水泵的台数、容量，宜按下列要求确定：
8.5.3.1 工业抽汽式机组或工业、采暖双抽汽式机组，每台机组宜装设2台或3台凝结水泵。
(1)当机组投产后即对外供热时，宜装设２台凝结水泵。每台容量宜为设计热负荷工况下的凝结水量，另加10%的裕量。
设计热负荷工况下的凝结水量不足最大凝结水量50%的，每台容量按最大凝结水量的50%确定。
(2)当机组投产后需作较长时间纯凝汽工况或低热负荷工况运行时，宜装设3台凝结水泵，每台容量宜为设计热负荷工况下的凝结水量，另加10%的裕量。
设计热负荷工况下的凝结水量不足最大凝结水量50%的，每台容量按最大凝结水量的50%确定。
8.5.3.2 采暖抽汽式机组，宜装设３台凝结水泵，每台容量宜为最大凝结水量的55%。
8.5.3.3 设计热负荷工况下的凝结水量，应为下列各项之和：
(1)机组在设计热负荷工况下运行时的凝汽量；
(2)进入凝汽器的经常疏水量；
(3)当设有低压加热器疏水泵而不设备用泵时，可能进入凝汽器的事故疏水量。
8.5.3.4 最大的凝结水量，应为下列各项之和：
(1)抽凝式机组按纯凝汽工况运行时，在最大进汽工况下的凝汽量；
(2)进入凝汽器的经常补水量和经常疏水量；
(3)当设有低压加热器疏水泵而不设备用泵时，可能进入凝汽器的事故疏水量。
8.5.4 凝结水泵的扬程，应为下列各项之和：
8.5.4.1 从凝汽器热井到除氧器凝结水入口的凝结水管道流动阻力，另加20%的裕量。
低压加热器的疏水，经疏水泵并入主凝结水管道的，在并入点前，应按最大凝结水量计算；在并入点后，应加上低压加热器疏水量计算。
8.5.4.2 除氧器凝结水入口与凝汽器热井最低水位间的水柱静压差。
8.5.4.3 除氧器入口凝结水管喷雾头所需的喷雾压力。
8.5.4.4 除氧器最大工作压力，另加15%的裕量。
8.5.4.5 凝汽器的最高真空。
8.6 低压加热器疏水泵
8.6.1 容量为25MW的机组，应设低压加热器疏水泵；容量为25MW以下的机组，不应设低压加热器疏水泵。
8.6.2 低压加热器疏水泵的容量及台数，应按下列要求确定：
8.6.2.1 低压加热器的疏水泵容量，应按汽轮机最大进汽工况时，接入该泵的低压加热器的疏水量，另加10%的裕量确定。
8.6.2.2 低压加热器的疏水泵，宜设1台，不设备用。但低压加热器的疏水，应设有回流至凝汽器的旁路管路。
8.6.3 低压加热器的疏水泵扬程，应为下列各项之和：
8.6.3.1 从低压加热器到除氧器凝结水入口的介质流动阻力，另加20%裕量。
8.6.3.2 除氧器凝结水入口与低压加热器最低水位间的水柱静压差。
8.6.3.3 除氧器入口喷雾头所需的喷雾压力。
8.6.3.4 除氧器最大工作压力，另加15%裕量。
8.6.3.5 对应最大凝结水量工况下低压加热器内的真空。加热器为正压力时，取负值。
8.7 疏水扩容器、疏水箱、疏水泵与低位水箱、低位水泵
8.7.1 疏水扩容器、疏水箱和疏水泵的容量和台数的选择，应符合下列要求：
8.7.1.1 疏水扩容器的容量，对3MW及以下的机组，宜为0.5m3；对6～12MW机组,宜为0.75～1m3；对25MW机组宜为1.5m3 。疏水扩容器的数量宜设置1台。
8.7.1.2 发电厂设置20t/h锅炉时，宜设置1个10m3的疏水箱；发电厂设置35t/h锅炉时，宜设置1个20m3 的疏水箱。
疏水泵宜设置1台,其容量宜按在1h内将疏水箱内的存水打至除氧器给水箱的要求确定。其扬程应按相应的静压差、流动阻力及除氧器工作压力，另加20%裕量确定。
8.7.1.3 发电厂设置65t/h及以上锅炉时，疏水箱可装设2个，其总容量为30～40m3 。
疏水泵采用2台。每台疏水泵的容量，宜按在0.5h内将1个疏水箱的存水打至除氧器给水箱的要求确定。其扬程应按相应的静压差、流动阻力及除氧器工作压力，另加20%裕量确定。
8.7.2 当低位疏放水量较大、水质好可供利用时，可装设1台容量为5m3 的低位水箱和1台低位水泵。低位水泵的容量,宜按在0.5h内将低位水箱内的存水打至疏水箱的要求确定。其扬程应按相应的静压差、流动阻力另加20%裕量确定。
当疏水箱低位布置时，可不设低位水箱。
生产工艺流程： (19)余热发电系统 本方案拟采用单压纯低温余热发电技术，与双压系统和闪蒸系统相比，单压系统流程相对较简单，当设计选择的锅炉能完全吸收烟气放出的热量时，采用单压设计更为合理，系统内不同参数的工质较少，控制操作都更简单，窑头锅炉和汽轮机设备造价降低，系统管路减少，投资相对更省。 结合本工程的生产规模及投资环境，拟采用单压纯低温余热发电技术。该技术不使用燃料来补燃，因此不对环境产生附加污染，是典型的资源综合利用工程。主蒸汽的压力和温度较低，运行的可靠性和安全性高，运行成本低，日常管理简单。 综合考虑本工程2500t/d熟料新型干法水泥生产线窑头、窑尾的余热资源分布情况和水泥窑的运行状况，确定热力系统及装机方案如下：系统主机包括一台PH余热锅炉、一台AQC余热锅炉和一套凝汽式汽轮发电机组。 据2500t/d水泥熟料生产线窑头冷却机废气排放温度的分布，在满足熟料冷却及工艺用热的前提下，采驭中部取气，从而提高进入窑头余热锅炉-AQC炉的废气温度，减少废气流量，在缩小 AQC炉体积的同时增大了换热量。并且提高了整个系统的循环热效率。 在窑头冷却机中部废气出口设置窑头余热锅炉 AQC炉,该锅炉分 2段设置，其中I段为蒸汽段，II段为热水段。AQC炉 II段生产的 150° C 热水提供给AQC炉 I段及PH锅炉°AQC炉I段生产的 1.6MPa- 3 2 0。C 的过热蒸汽作为主蒸汽与窑尾余热锅炉 P H炉生产的同参数过热蒸汽合并后，一并进入汽轮机作功。汽轮机的凝结水进入余热锅炉AQC炉I工段，加热后分别作为锅炉给水进入余热锅炉 SP炉、余热锅炉A QC炉的I
段。 ②PH余热锅炉：在窑尾预热器的废气出口管道上设置PH余热锅炉，该锅炉包括过热器和蒸发器，生产 1.6MPa-32 0C的过热蒸汽，进入蒸汽母管后通入汽轮发电机组，出 P H余热锅炉废气温度降到18 0 —200C，供生料粉磨烘干使用。P H锅炉热效率可达35%以上。 ③汽轮发电机组：上述二台余热锅炉生产的蒸汽共可发电 4100kW 因此配置4500kW凝汽式汽轮机组一套。 整个工艺流程是：40 C左右的给水经过除氧，由锅炉给水泵加压进入 AQC 锅炉省煤器后加热成135 C左右的热水，热水分成两部分，一部分送往AQC锅炉，另一部分送往SP锅炉；然后依次经过各自锅炉的蒸发器、过热器产生1.6MPa-320C和1.6MPa-320C的过热蒸汽，在蒸汽母管汇合后进入汽轮发电机组做功，做功后的乏汽进入凝汽器成为冷凝水，冷凝水和补充纯水经除氧器除氧再进行下一个热力循环。 PH锅炉出口废气温度180-200 C左右，用于烘干生料。 表2-6主要余热发电设备一览表
饱和蒸汽发电项目 技术方案编制单位：
目录 第一章目概况????????????????? 1 第二章目有条件?????????????? 1 2.1 现有余热 2.2 蒸汽利用情况 第三章余方案定?????????????? 2 3.1 汽轮机部分 3.2 发电机及配电保护部分 3.3 工艺流程图 3.4 方案特点 第四章循水系????????????????? 5 第五章气系????????????????? 5 5.1 电气主接线 5.2 系统组成 5.3 控制保护系统 5.4 站用电配电 5.5 直流配电系统 5.6 过电压保护和电力装置的接地 5.7 主要电气设备选型 第六章平面布置方案?????????????? 6 6.1 场址选择 6.2 总平面设计主要技术指标 6.3 建筑设计方案 第七章目内容及投算?????????????? 7 7.1 建设内容 7.2 项目投资预算 第八章目主要技指及建周期????????10 8.1 项目营运主要经济指标 8.2 项目建设周期 ???????????????????????10
第一章项目概况 现有两台饱和蒸汽锅炉，蒸汽产汽量分别为 6.0T/H 和 5.3T/H ，锅炉工作制度为 330 天/ 年、 24H/天。目前所产蒸汽全部排空，为实现节能减排， 有效利用能源，要求利用现有余热条件，制定发电方案。 第二章项目现有发电条件 2.1 现有余热 根据现场考察及甲方提供的条件，现有余热锅炉产汽情况如下表： 序号蒸汽源 蒸汽压蒸汽温锅炉工作 蒸汽量 (t/h) 备注力（Mpa）度( ℃) 时间(天) 1 锅炉 A 2.8 230 330 5.3 2 锅炉 B 2.8 230 330 6 合计 2.8 230 330 11.3 2.2 蒸汽利用情况 经向甲方了解，目前业主生产工艺没有利用蒸汽的负荷，生产所产生的饱和蒸汽经过管网后直接排空，没有任何利用。详见下表： 序号项目蒸汽 (t/h) 压力（ Mpa） 1 余热锅炉产汽11.3 2.8 2 热负荷0 0.6 3 回热抽汽0.9 0.6 4 补汽 1.0 2.8 5 热平衡+11.4 2.8
水泥有限公司 2000t/d水泥窑余热发电工程（5MW）项目技术方案
目录 1 项目申报基本概况 (1) 1.1项目名称 (1) 1.2项目地址 (1) 1.3项目建设规模及产品 (1) 1.4项目主要技术经济指标 (1) 2 拟建项目情况 (3) 2.1建设内容与范围 (3) 2.2建设条件 (3) 2.3装机方案 (4) 2.4电站循环冷却水 (11) 2.5化学水处理 (12) 2.6电气及自动化 (13) 2.7给水排水 (16) 2.8通风与空调 (16) 2.9建筑结构 (16) 2.10项目实施进度设想 (18) 2.11组织机构及劳动定员 (19) 3 资源利用与节约能源 (21) 3.1资源利用 (21) 3.2节约能源 (21)
附：原则性热力系统图
1 项目申报基本概况 1.1 项目名称 项目名称：水泥有限公司2000t/d水泥窑余热发电工程（5MW）1.2 项目地址 ，与现有水泥生产线建在同一厂区内。 1.3 项目建设规模及产品 根据2000t/d水泥窑的设计参数和实际运行情况，建设规模拟定为：在不影响水泥熟料生产、不增加水泥熟料烧成能耗的前提下，充分利用水泥生产过程中排出的废气余热建设一座装机容量为5MW纯低温余热电站。 产品为10.5kV电力。 1.4 项目主要技术经济指标 主要技术经济指标一览表
2 拟建项目情况 2.1 建设内容与范围 本项目根据2000t/d水泥生产线的实际运行情况、机构管理和辅助设施，建设一座5MW纯低温余热电站。本项目的建设内容与范围如下：电站总平面布置； 窑头冷却机废气余热锅炉（AQC炉）； 窑尾预热器废气余热锅炉（SP炉）； 窑头冷却机废气余热过热器（简称AQC-SH）； 锅炉给水处理系统； 汽轮机及发电机系统； 电站循环冷却水系统； 站用电系统； 电站自动控制系统； 电站室外汽水系统； 电站室外给、排水管网及相关配套的土建、通讯、给排水、照明、环保、劳动安全与卫生、消防、节能等辅助系统。 2.2 建设条件 2.2.1 区域概况 2.2.2 余热条件 根据公司提供的水泥窑正常生产15天连续运行记录，废气余热条件如下。 （1）窑头冷却机可利用的废气余热量为： 废气量（标况）：140000Nm3/h 废气温度： 310℃ 含尘量： 20g/Nm3 为了充分利用上述废气余热用于发电，通过调整废气取热方式，将废
发动机余热发电系统设计方案 1.1 课题研究的背景 我国建设节约型社会的现状不容乐观，进入21世纪以来，我国经济社会继续保持了快速发展的势头，取得了有目共睹的伟大成就，也遭遇前所未曾有过的资源约束和环境制约。针对这些情况，中央适时地提出了建设资源节约型、环境友好性社会等一系列新的观念和决策。节约型社会目的是通过“加快建设资源节约型社会，推动循环经济发展。解决全面建设小康社会面临的资源约束和环境压力问题。保障国民经济持续快速协调健康发展(国办发(2004330号文件)，强调在经济活动中节约资源和保护环境的同等重要性，要求经济效率和环境保护并驾齐驱。要求人类发展生态经济，追求以节约资源、能源和减少污染为前提的生念经济效率，要求人类在经济活动中实现经济与环境的协凋统一。目前，建没节约型社会多从节能技术、绿色技术、循环经济等方面展开，这有利于节约型社会建设的深入发展。在现在这个飞速发展的社会通无疑是很重要的一块，而汽车、飞机、船舶等交通运输工具又是不可或缺的，而发动机是汽车、飞机、船舶等交通运输工具的核心部件，其应用围非常广泛。随着人类社会的发展，发动机的数量急速增加。以汽车为例，2005年汽车保有量达3300万台，预计2010年将超过7000万台。与之相对应的是发动机数量的剧增和废热的大量排放。调查研究表明，发动机燃料燃烧所发出的能量只有34％～38％（柴油机）或25％～28％（汽油机）被有效利用。其它的能量被排放到发动机体外，仅由排气带走的热量就占进入发动机中的燃料所产生热量的30％～45％。这一方面造成了较大的能源浪费，另一方面使周边环境温度升高，带来了城市的热岛效应等不良影响。热污染首当其冲的受害者是水生物，由于水温升高使水中溶解氧减少，水体处于缺氧状态，同时又使水生生物代率增高而需要更多的氧，造成一些水生生物在热效力作用下发育受阻或死亡，从而影响环境和生态平衡。此外，河水水温上升给一些致病微生物造成一个人工温床，使它们得以滋生、泛滥，引起疾病流行，危害
余热发电基础理论知识80题 1．天然水中有哪些杂质？它们对电厂运行会造成哪些危害？我厂各采用什么方法去除？2．离子交换装置的工作原理是什么？ 3．什么是树脂的再生？我厂树脂再生用什么再生液？ 4．为防止锅炉的腐蚀，我厂对锅炉给水和炉内水分别用什么方法进行处理？ 5．我厂有哪些加药装置？各加什么药品？有何作用？ 6．怎样确认加药装置能否正常工作？ 7．简述AQC锅炉的设计特点及主要工艺参数？ 8．简述PH锅炉的设计特点及主要工艺参数？ 9．锅炉并列应具备哪些条件？ 10．锅炉调整的主要目的是什么？ 11．造成汽包满水和缺水的原因有哪些？各有什么危害？如何防止？ 12．什么是锅炉的汽水共腾？其产生的原因及对策？ 13．汽包内部汽水重力分离的因素有哪些？ 14．锅炉内部水循环方式有哪几种？我厂两台余热锅炉分别属于哪种？ 15．锅炉缺水时为什么不能加水过激？ 16．什么是虚假水位？如何进行判断和操作？ 17．锅炉在运行中应如何进行监护？ 18．锅炉汽包水位计安装时应如何操作？ 19．冲洗水位计的步骤是怎样的？ 20．锅炉排污有哪两种方式？如何操作？ 21．为防止锅炉的腐蚀，锅炉停炉操作及停炉后应采取什么措施？ 22．我厂汽轮机的主要工艺参数及设计特点？按热力特性来区分，我厂的汽轮机属于哪一类？23．汽轮机的启动分为哪几个步骤？ 24．什么是汽轮机的临界转速，起动过程中如何通过临界转速？ 25．我厂汽轮机的暖机时间是如何规定的？ 26．汽轮机运行过程中应注意哪些参数，它们的要求值分别是多少？ 27．设计中怎样保证汽轮机转子和定子的同心热膨胀？什么是汽轮机的膨胀死点？ 29．启动盘车装置的联锁条件是什么？ 30．多级汽轮机的外部损失有哪几种？ 31．汽轮机油系统有哪些作用？主要由哪些设备构成？ 32．汽轮机调节系统的构成及作用？ 33．我厂汽轮机使用何种油品？ 34．辅助油泵的作用是什么？它自动启动和自动停止的联锁条件是什么？ 35．事故油泵的作用是什么？ 36．我厂汽轮机设置了哪些保护？ 37．盘车装置的作用是什么？我厂盘车装置的型式是什么？ 38．汽轮机推力轴承的作用？推力油压变化的原因有哪些？如何处理？ 39．凝汽设备的主要功能是什么？主要由哪些设备构成？
纯低温余热发电工艺流程、主机设备和工作原理简介 ? 直接利用水泥窑窑头窑尾排放的中低温废气进行余热回收发电,无需消耗燃料,发电过程不产生任何污染，是一种经济效益可观、清洁环保、符合国家清洁节能产业政策的绿色发电技术,具有十分广阔的发展空间与前景。 工艺流程: 凝汽器热水井内的凝结水经凝结水泵泵入Ｎo。2闪蒸器出水集箱,与出水汇合,然后通过锅炉给水泵升压泵入AQC锅炉省煤器进行加热，经省煤器加热后的水（223℃）分三路分别送到ＡQC炉汽包,ＰＨ炉汽包和No．1闪蒸器内．进入两炉汽包内的水在锅炉内循环受热，最终产生一定压力下的过热蒸汽作为主蒸汽送入汽轮机做功。进入No。1闪蒸器内的高温水通过闪蒸技术产生一定压力下的饱和蒸汽送入汽轮机第三级后做功，而№.1闪蒸器的出水作为№。2闪蒸器闪蒸饱和蒸汽的热源，№.2闪蒸器闪蒸出的饱和蒸汽送入汽轮机第五级后做功,做过功后的乏汽经过凝汽器冷凝后形成凝结水重新参与热力循环.生产过程中消耗掉的水由纯水装置制取出的纯水经补给水泵打入热水井。 主机设备性能特点： 一、余热锅炉：ＡQC炉和PH炉
ＡＱC锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为立式,锅炉由省煤器、蒸发器、过热器、汽包及热力管道等构成。锅炉前设置一预除尘器（沉降室),降低入炉粉尘。废气流动方向为自上而下，换热管采用螺旋翅片管,以增大换热面积、减少粉尘磨损的作用．锅炉内不易积灰,由烟气带走，故未设置除灰装置，工质循环方式为自然循环方式。 过热器作用:将饱和蒸汽变成过热蒸汽的加热设备,通过对蒸汽的再加热,提高其过热度(温度之差)，提高其单位工质的做功能力. 蒸发器作用:通过与烟气的热交换,产生饱和蒸汽. 省煤器作用：设置这样一组受热面，对锅炉给水进行预热，提高给水温度，避免给水进入汽包，冷热温差过大,产生过大热应力对汽包安全形成威胁，同时也避免汽包水位波动过大，造成自动控制困难。一方面最大限度地利用余热，降低排烟温度，另一方面，给水预热后形成高温高压水,作为闪蒸器产生饱和蒸汽的热源． 沉降室作用：利用重力除尘的原理将烟气中的大颗粒熟料粉尘收集，避免粉尘对锅炉受热面的冲刷、磨损． PH 锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为卧式，锅炉由蒸发器、过热器、汽包及热力管道构成，废气流动方向为水平流动,换热管采用蛇形光管,以防止积灰。因生料具有粘附性,故锅炉设置振打装置进行除灰,工质循环为采用循环泵进行强制循环方式。
玻璃有限责任公司余热发电项目 技术方案
二零一一年一月
玻璃余热综合利用发电项目技术方案 目录 一、玻璃余热回收概况 (1) 二、本厂窑炉尾气状况 (3) 三、装机方案及主机参数 (4) 1、烟气状况 (4) 2、装机方案 (4) 3、主机参数 (4) 四、工程设想 (5) 1、厂区规划及交通运输 (5) 2、热力系统及主厂房布置 (5) 3、供排水系统 (8) 4、电气系统 (9) 5、给排水系统 (9) 6、消防系统 (9) 7、热力控制系统 (10) 8、土建部分 (10) 五、项目实施计划 (11) 1、项目实施条件 (11) 2、项目实施进度 (12) 六、经济效益分析 (13) 1、技术技经指标 (13) 2、经济效益评估 (13)
一、玻璃余热回收概况 我国目前160余条浮法玻璃熔炉大量排放的400～500℃高温烟气，所携带的热能相当于总输入热量的35～50%，因此多数玻璃企业都会安装热管式余热锅炉来回收部分烟气热能，产生蒸汽，用于重油燃料加热和北方地区冬季供暖。即便如此，烟气余热的利用率也只有20%左右，仍有大量的高温烟气直排烟囱，烟气所带走的热损失非常惊人，既污染了环境，又浪费了宝贵的烟气余热资源，尤其是在南方地区或以天然气为燃料的玻璃生产企业这种现象就更为突出。 利用玻璃熔炉高温烟气余热进行发电的设想：为进一步提高余热利用率，可通过设置高效的发电用立式水管余热锅炉来充分回收玻璃熔炉的高温烟气余热资源，将其转换成过热低压蒸汽，通入汽轮发电机发电，产生使用方便、输送灵活的清洁电能，扩大余热利用途径。 玻璃熔炉余热发电工程设计应遵循的原则：不影响玻璃的正常生产，整个热力发电系统应以稳定可靠为前题，不改变常年运行的玻璃生产企业的生产工艺和参数，不因余热发电而影响玻璃产品质量。树立“玻璃生产是主业，发电是副业，副业不能影响主业，主业应兼顾副业”的工作指导思想。无论项目施工，还是发电运行，都不能停止重油加热所需蒸汽的供应。 发电效益最大化：对于中低温余热利用，关键在于工艺和设备允许范围内充分利用余热，并使设备的使用效率最高，使余热发电最大化。对于低参数汽轮发电机组而言，影响其发电量的是三个主要参数：过热蒸汽流量、压力和温度，其中流量对发电量起决定性影响，压力和温度对单位质量蒸汽的焓和汽轮机的内效率（热能转化为机械能的效率）有影响，但其
气烧辊道窑余热发电技术方案 一、辊道窑余热发电概述 余热发电技术是利用企业的高品位热量进行回收，并集中转化为电力供企业自用的技术。我国从上世纪“八五”期开始，对余热发电技术和装置进行系统的研制开发，经过十多年的开发、研究和若干实际工程投产运行，余热发电技术和国产化设备都已成熟可靠，总体上的技术水平已经赶上国际先进工业国家。国家也把利用余热发电，作为节能降耗，实现循环发展的重要措施之一，给予大力支持和发展，使我国的余热发电技术应用领域不断扩大。但在建筑陶瓷、卫生陶瓷行业生产领域，辊道窑余热发电方面是个空白。 根据国家发展改革委节能中长期专项规划[发改环资[2004]2505号]精神，在“十一五”期间，辊道窑是陶瓷行业推广的技术。由于国内对辊道窑余热利用技术的研究起步较晚，余热利用率较低，除部份企业把余热用于原料烘干外，大部份企业是把高品位的辊道窑排烟热量（温度400～800℃）和产品冷却热量（温度950～1200℃）直接废弃，从而造成大量的能源浪费和热源污染。 陶瓷企业的余热利用，国内外先进企业主要是将辊道窑烟气和产品冷却产生的热风，通过风机送到原料干燥塔，对陶瓷原料进行干燥，以减少干燥塔一次能源消耗量，使陶瓷企业获得一定的经济效益。由于陶瓷原料的干燥主要是蒸发原料中的水份，利用辊道窑100～400℃的余热足够干燥所需热量；若直接利用辊道窑高品位余热（排烟温度400～800℃和产品冷却温度650～1200℃）用于干燥，则会导致干燥塔热量过剩，同时大大地降低余热的利用价值，使辊道窑的能源浪费转移到干燥塔，干燥塔能源损失量大，而能量品位又低，散失了余热再利用的价值。陶瓷企业的余热利用除原料干燥以外，其它方式的余热利用量很小，利用价值很低（如加热浴室用热水等），相当多的企业根本就不利用而直接废弃。根据陶瓷企业余热利用的现状，如何有效地提高余热的利用效率和利用价值，是本项目研究的目的。 电力作为二次能源，价值高且使用方便。如果将陶瓷企业辊道窑高品位余热（400～800℃的排烟余热和650～1200℃的产品冷却余热）收集转化为价值更高的电力能源，而品位较低、余热锅炉难以利用的余热（100～400℃）再用于原料干燥，既可满足陶瓷生产的需求，并充分利用好现有干燥设备，提高陶瓷企业辊道窑余热利用的价值和效率，解决陶瓷企业余热过剩的问题，将大大地降低企业的生产成本，并节约资源，从而推动陶瓷企业的循环经济发展。 辊道窑消耗的一次能源（煤、油或天然气），除炉窑散热、产品水份蒸发、烧结等必须消耗的能量外，约70%的能量是随排烟热损失和产品冷却热损失而浪费。在这些浪费的热量（简称余热）中，采用余热干燥原料的方式，可利用余热的20%，20%因品位低无法利用，另有60%左右的余热还没有得到充分利用。以一条每小时耗标准煤1400Kg的气烧辊道窑为例，进入炉窑总的热量为41×106KJ/h，有12.3×106KJ/h热量直接用于陶瓷生产,有28.7×106KJ/h余热；其中5.74×106KJ/h热量可用于原料干燥,有17.22×106KJ/h热量没有得到充分利用,5.74×106KJ/h热量不能利用。若将17.22×106KJ/h热量通过余热锅炉转化为蒸汽的热量，余热锅炉效率为85%，则可产生2.5MPa、400℃的蒸汽（蒸汽焓为3214KJ/Kg）2380Kg/h，利用凝汽式汽轮发电机发电，其汽耗率为5.6Kg/KWh，则这条炉窑的余热可发电370KW。按平均电价0.55元/度计算，这条炉窑每小时可额外回收203.5元的电，经济效益显著。若
水泥余热发电项目 热控设备安装施工方案 审 核： 批 准： 编 制： 目 录 1、工程概述 4 2、编制依据 4 3、施工准备 4 3.1施工员要对图纸进行详尽的研究4 3.2施工工具及附属设备4 3.3设备材料质量验收4 3.4施工环境4
4、主要施工内容：4 5、主要施工方法5 5.1盘柜基础槽钢制作安装5 5.2控制室内盘柜、操作台安装5 5.3接地系统安装5 5.4电气线路安装6 5.5仪表供电系统安装6 5.6取源部件安装7 5.7流量取源部件7 5.8物位取源部件7 5.9分析取源部件8 6、仪表设备安装8 7、仪表管路安装8 8、质量保证措施9 8.1文件控制9 8.2材料设备的管理9 8.3计量设备管理9 8.4过程控制9 8.5熟悉、理解图纸9 8.6认真做好自检9 8.7质量证体系9 9、安全措施10 10、现场文明施工10 11、竣工验收10
工程概述 本工程建设规模为2000t/d水泥窑余热发电工程（5.0MW），利用水泥生 产线产生的高温烟气，使余热锅炉产生蒸汽推动汽轮机发电，本工程由 水泥有限公司筹建，由 监理有限公司负责建设期间的监理工作， 由 电力安装公司负责安装全厂热控设备安装。 编制依据 2.1 设计图纸和相关设备厂家技术资料 2.2《工业自动化仪表工程及验收规范》GB50093-2002 2.3《自动化仪表安装工程质量检验评定标准》GBJI31-90 2.4《建筑工程施工现场供用电安全规范》GB50194-93 施工准备 3.1施工员要对图纸进行详尽的研究
施工员要对图纸进行详尽的研究，在现场施工前发现图纸设计存在的缺陷和错误，在图纸会审时把问题提出并尽快解 决。对参加施工的人员要进行施工技术交底和安全技术交底。 3.2施工工具及附属设备 施工中需用的主要施工机具、试验设备、标准表准备齐全。 3.3设备材料质量验收 设备材料到货后，检查其包装及密封状况是否良好，开箱进行外观检查，清点数量与清单是否相符，规格型号与设 计要求是否一致，附件及备件是否齐全，有无说明书及技术 文件。 3.4施工环境 室内土建工程包括地面、屋内、墙面、门窗及装饰工程等施工完毕。工艺设备基本安装就位，管架安装完毕。对施 工有影响的模板、脚手架拆除、杂物清除干净。 4、主要施工内容： （1）中央控制室内盘柜、操作台基础槽钢制作及安装 （2）中央控制室内盘柜、操作台安装 （3）接地系统安装 （4）电气线路安装 （5）供电系统安装 （6）取源部件安装 （7）仪表单体调试 （8）仪表设备安装 （9）仪表管路安装
低温余热发电系统设计方案标准化文件发布号：（9312-EUATWW-MWUB-WUNN-INNUL-DQQTY-
低温余热发电系统设计方案 1. 需考虑的问题 低温余热发电系统的窑尾余热锅炉（SP炉）和篦冷机余热锅炉（AQC炉）串联于熟料生产线上，两锅炉阻力均小于1000Pa。设计时，必须考虑下列问题：(1)窑尾主排风机和窑头、窑尾电除尘器及其风机的能力是否适应增设窑尾余热锅炉和篦冷机余热锅炉的条件； (2) 原料磨的热风系统能否满足工艺要求； (3) 该两台锅炉系统的安装是否不破坏原生产厂房。 经对窑系统设计资料认真复核，确认增设两台锅炉系统后所涉及的上述设备能力可以满足要求，不须作任何改造；两台锅炉系统的布置可以不破坏原生产厂房；出窑尾锅炉废气被送至生料原系统作为烘干热源，经核算,只要控制出窑尾锅炉废气温度≥240℃～℃260就可满足入磨原料综合水份≤5%的烘干要求。 双压纯低温余热发电技术介绍 双压余热发电技术就是按照能量梯级利用的原理，在同一台余热锅炉中设置2个不同压力等级的汽水系统，分别进行汽水循环，产生高压和低压两种过热蒸汽；高压过热蒸汽作为主蒸汽、低压过热蒸汽作为补汽分别进入补汽凝汽式汽轮机，推动汽轮机做功发电，双压余热发电系统使能量得到合理利用，热回收效率高。 余热资源参数不同，余热锅炉的低压受热面与高压受热面有不同的布置方式。根据辽源金刚水泥厂窑头(AQC)和窑尾(SP)的余热特点和工艺要求，经过余热利用后，要使AQC余热锅炉排烟温度降到100℃左右。使窑尾SP余热锅炉排烟温度降低到220℃左右后进入原料磨烘干原料,其设置的双压余热发电系统简图如图1。
余热发电工艺流程讲解
余热发电工艺流程讲解 授课人：孙飞 原水箱 纯水装置 凝汽器 凝结水泵 锅炉给水泵 AQC 炉省煤器 AQC 炉汽包 AQC 蒸发器 AQC 炉过热器 汽轮机 发电机 PH 炉汽包 PH 炉过热器 PH 炉蒸发器 闪蒸器 纯水箱 纯低温水泥窑余热发电技术是直接利用窑头窑尾排放的中低温废气进行余热回收发电，无需消耗燃料，发电过程不产生任何
污染，是一种经济效益可观、清洁环保、符合国家清洁节能产业政策的绿色发电技术，具有十分广阔的发展空间与前景。 工艺流程（见附图）: 余热电站的热力循环是基本的蒸汽动力循环，即汽、水之间的往复循环过程。蒸汽进入汽轮机做功后，经凝汽器冷却成凝结水，凝结水经凝结水泵(150A/B)泵入闪蒸器出水集箱，与闪蒸器出水汇合,然后通过锅炉给水泵(230A/B)升压泵入AQC锅炉省煤器进行加热,经省煤器加热后的高温水(167℃)分三路分别送到AQC炉汽包,PH炉汽包和闪蒸器内。进入两炉汽包内的水在锅炉内循环受热,最终产生一定压力下的过热蒸汽作为主蒸汽送入汽轮机做功.进入闪蒸器内的高温水通过闪蒸原理产生一定压力下的饱和蒸汽送入汽轮机第七级起辅助做功作用，做过功后的乏汽经过凝汽器冷凝后形成凝结水重新参与热力循环。生产过程中消耗掉的水由纯水装置制取出的纯水经补给水泵(511)打入热水井(凝汽器140)。 水泥厂余热资源的特点是：流量大，品位较低。以宁国水泥厂4000t/d生产线为例，PH（预热器）和AQC（冷却机）出口废气流量和温度分别为258550Nm3/h、350℃和306600Nm3/h、238℃，余热发电便是充分利用这两部分余热资源进行热能回收。 1）热力系统 整个热力系统设计力求经济、高效、安全，系统工艺流程是
钢铁企业烧结余热发电技术推广 实施方案 二〇〇九年十二月 前言 钢铁工业是国民经济重要基础产业，能源消耗量约占全国工业总能耗的15%，废水和固体废弃物排放量分别占工业排放总量的14%和17%，是节能减排的重点行业。当前，钢铁行业发展面临严峻挑战和新的发展机遇，传统的粗放型发展模式已难以为继，迫切要求行业企业以节能减排为抓手，积极转变发展方式，利用高新技术改造、提升行业技术管理水平，走科技含量高、经济效益好、资源消耗低、环境污染少的新型工业化道路。 在钢铁企业中，烧结工序能耗仅次于炼铁工序，占总能耗的9%～12%，节能潜力很大。烧结余热发电是一项将烧结废气余热资源转变为电力的节能技术。该技术不产生额外的废气、废渣、粉尘和其它有害气体，能够有效提高烧结工序的能源利用效率，平均每吨烧结矿产生的烟气余热回收可发电20kWh，折合吨钢综合能耗可降低约8千克标准煤，从而促进钢铁企业实现节能降耗目标。本方案计划用3年时间（2010～2012年），在重点大中型钢铁企业中有针对性地推广烧结余热发电技术，预期在钢铁行业的推广比例达到20%，形成万吨标准煤的节能能力，为钢铁企业在日益激烈的市场竞争中进一步降低生产成本、实现节能降耗发挥积极作用。 目录 一、技术发展及应用现状 (2)
（一）烧结余热发电技术概况 (2) （二）应用现状 (3) （三）存在的问题 (3) 二、指导思想、原则和目标 (4) （一）指导思想 (4) （二）基本原则 (4) （三）建设目标 (5) 三、主要内容............................................................................ ..5 （一）范围和条件 (5) （二）建设内容 (6) （三）实施进
锅炉基础知识及水泥余热发电锅炉性能及结构特点 第一章锅炉基础知识 一、基本知识 1、热传递的三种基本方式：传导、对流、辐射 传导：热量从高温物体传递到低温物体或者从物体的高温部分传递到 低温部分。 对流：温度不同的各部分物体之间发生宏观相对运动而引起的热量传 递过程称为热对流。 辐射：热量的传递是通过电磁波的方式进行，物体之间不直接接触。 传热基本方程：Q=KFΔt W 式中: K——传热系数 F——传热面积 m 2 Δt——冷热物体表面温度之差℃ 绝对黑体辐射力：E=σT4 W/ m2 式中：σ——斯蒂芬-波尔茨曼常数数值为5.6697×10-8W/ (m2.K4) T——物体表面绝对温度 K 实际黑体辐射力：E=εσT4 W/ m2 式中: ε——黑度在0～1之间 2、换热器的类型 通常将换热器分为表面式和混合式两种。 表面式：冷热两种流体不直接接触，通过金属壁面来实现换热。
如电厂中的凝汽器、高、低压加热器等。按照冷热两种流体的流向， 表面式换热器又分为：顺流式、逆流式和混合式三种。顺流式是指热 流体的流动方向与冷流体的流动方向自进至出方向相同；方向相反时则为逆流式；而部分方向相同，部分方向相反的称为混合式。在顺流 式热交换器中，首先是较高温度的热流体与较低温度的冷流体直接进 行热交换，因此管壁温度较低，在热流体温度较高时不容易烧坏。但 由于热流体的温度逐渐降低，冷流体的温度逐渐升高，两者之间的温差越来越小，故传热效率较逆流式要低。在一定温度下，要使两种型 式的表面换热器达到同样的目的，则顺流式要比逆流式的面积要大。 混合式兼有两者的优点。 混合式：冷热两种流体直接接触，互相混合来实现换热。这种换 热器效率最高，但两种流体不容易分离。如电厂中的冷却塔、热力除 氧器等。 二、锅炉及其分类 锅炉也称蒸汽发生器，是利用燃料或工业生产中余热的热能，将工质加热到一定温度和压力的换热设备。锅炉用途广泛，型式众多， 一般可按下列方法分类： 1、按用途分类 电站锅炉：大多为大容量、高参数锅炉，火室燃烧，热效率高， 出口工质为过热蒸汽。 工业锅炉：用于工业生产和采暖，大多为低压、低温、小容量锅炉，火床燃烧居多，热效率较低；出口工质为蒸汽的称为蒸汽工业锅
余热发电的工艺流程、主要设备和工作原理简单介绍
纯低温余热发电工艺流程、主机设备和工作原理简介 直接利用水泥窑窑头窑尾排放的中低温废气进行余热回收发电，无需消耗燃料，发电过程不产生任何污染，是一种经济效益可观、清洁环保、符合国家清洁节能产业政策的绿色发电技术，具有十分广阔的发展空间与前景。 工艺流程: 凝汽器热水井内的凝结水经凝结水泵泵入No.2闪蒸器出水集箱，与出水汇合,然后通过锅炉给水泵升压泵入AQC锅炉省煤器进行加热,经省煤器加热后的水(223℃)分三路分别送到AQC炉汽包,PH炉汽包和No.1闪蒸器内。进入两炉汽包内的水在锅炉内循环受热,最终产生一定压力下的过热蒸汽作为主蒸汽送入汽轮机做功.进入No.1闪蒸器内的高温水通过闪蒸技术产生一定压力下的饱和蒸汽送入汽轮机第三级后做功，而№.1闪蒸器的出水作为№.2闪蒸器闪蒸饱和蒸汽的热源，№.2闪蒸器闪蒸出的饱和蒸汽送入汽轮机第五级后做功，做过功后的乏汽经过凝汽器冷凝后形成凝结水重新参与热力循环。生产过程中消耗掉的水由纯水装置制取出的纯水经补给水泵打入热水井。 主机设备性能特点： 一、余热锅炉: AQC炉和PH炉
AQC锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为立式,锅炉由省煤器、蒸发器、过热器、汽包及热力管道等构成。锅炉前设置一预除尘器（沉降室），降低入炉粉尘。废气流动方向为自上而下,换热管采用螺旋翅片管,以增大换热面积、减少粉尘磨损的作用。锅炉内不易积灰，由烟气带走，故未设置除灰装置，工质循环方式为自然循环方式。 过热器作用：将饱和蒸汽变成过热蒸汽的加热设备，通过对蒸汽的再加热，提高其过热度（温度之差），提高其单位工质的做功能力。 蒸发器作用：通过与烟气的热交换，产生饱和蒸汽。 省煤器作用：设置这样一组受热面，对锅炉给水进行预热，提高给水温度，避免给水进入汽包，冷热温差过大，产生过大热应力对汽包安全形成威胁，同时也避免汽包水位波动过大，造成自动控制困难。一方面最大限度地利用余热，降低排烟温度，另一方面，给水预热后形成高温高压水，作为闪蒸器产生饱和蒸汽的热源。 沉降室作用：利用重力除尘的原理将烟气中的大颗粒熟料粉尘收集，避免粉尘对锅炉受热面的冲刷、磨损。 PH 锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为卧式,锅炉由蒸发器、过热器、汽包及热力管道构成，废气流动方向为水平流动,换热管采用蛇形光管,以防止积灰。因生料具有粘附性，故锅炉设置振打装置进行除灰,工质循环为采用循环泵进行强制循环方式。 二、汽轮机
郴州金贵银业股份有限公司4台余热锅炉＋1×7.5MW 余热发电工程 初步方案 长沙有色冶金设计研究院有限公司 2012年10月
编写：刘国雄何强 阳卫伟 校对：黄生龙 审核：李晓 审定：匡社颖 长沙有色冶金设计研究院有限公司2012年10月
目录 1．概述 2．余热资源概况 3．余热资源利用方案 4．余热锅炉本体设计方案5．余热发电机组选型及热力系统6．循环水系统 7．化学水系统 8．电气系统 9. 热工控制与仪表 10. 主要技术经济指标 11. 设备及投资估算
1．概述 郴州市金贵银业股份有限公司是一家以生产经营高纯银及银深加工产品为主的高新技术企业，是我国白银生产出口的重要基地之一。公司拥有全国领先的白银冶炼和深加工技术，白银年产量居全国同类企业前列，是郴州市产值、利税及创汇大户、湖南省工业百强和民营三十强企业。 公司以白银冶炼及其深加工产品为核心，综合回收其它贵重金属。拥有600t/a高纯银精炼、10万t高纯铅、300t/a高纯硝酸银、1000t/a “AT纳米抗菌剂”和银基触点材料等银深加工生产线。年综合回收锌20000t、高纯铋800t及铟、铜、锑、锡等多种贵重金属。 公司是湖南省首批高新技术企业，拥有自主研发中心，先后承担多项国家级科研课题，累计申请国家专利57件，其中发明专利37件，被湖南省知识产权局列为“湖南省知识产权优势培育企业”。 目前，公司的白银生产技术、工艺水平、产品质量、资源综合利用率处于同行业先进水平，白银回收率可达99.5%，资源综合利用率达95%，白银质量稳定在国家1#银标准，纯度达99.995%。公司通过ISO9001:2008质量管理体系、ISO14001:2004环境管理体系认证和湖南省质量信用3A企业认定，大力推行品牌战略，提升公司国际知名度，“金贵”牌银锭获“湖南省出口名牌”、“湖南省国际知名品牌”称号，
余热发电设备项目 实施方案 规划设计/投资分析/实施方案
余热发电设备项目实施方案说明 早在2010年中国就超越美国成为全球最大能源消耗国，一次能源消耗量达36.06亿吨标准煤，2010年以后，能源消耗虽有所放缓，但总体呈增长趋势，2018年达到46.20亿吨标准煤。巨大的能源消耗量产生了大量的余热资源。根据余热总资源约占其燃料消耗总量的17%-67%，2018年余热资源总量达7.85-30.95亿吨标准煤。然而目前国内余热回收利用仅占余热资源总量的30%左右，预计未来对标国外发达国际，国内余热回收利用有望达到60%，回收利用前景非常可观。 该余热发电设备项目计划总投资4858.45万元，其中：固定资产投资3668.01万元，占项目总投资的75.50%；流动资金1190.44万元，占项目总投资的24.50%。 达产年营业收入10631.00万元，总成本费用8169.87万元，税金及附加99.94万元，利润总额2461.13万元，利税总额2900.54万元，税后净利润1845.85万元，达产年纳税总额1054.69万元；达产年投资利润率50.66%，投资利税率59.70%，投资回报率37.99%，全部投资回收期4.13年，提供就业职位173个。 本文件内容所承托的权益全部为项目承办单位所有，本文件仅提供给项目承办单位并按项目承办单位的意愿提供给有关审查机构为投资项目的
审批和建设而使用，持有人对文件中的技术信息、商务信息等应做出保密 性承诺，未经项目承办单位书面允诺和许可，不得复制、披露或提供给第 三方，对发现非合法持有本文件者，项目承办单位有权保留追偿的权利。 ...... 报告主要内容：项目概论、项目建设必要性分析、项目市场空间分析、产品规划分析、项目建设地分析、土建工程设计、工艺先进性分析、环境 保护可行性、职业保护、风险应对评估、节能概况、项目实施安排、投资 计划、项目经济效益可行性、项目评价等。
饱和蒸汽发电项目 技术方案 编制单位： 目录
第一章项目概况 (1) 第二章项目现有发电条件 (1) 2.1现有余热 2.2蒸汽利用情况 第三章余热发电方案拟定 (2) 3.1汽轮机部分 3.2发电机及配电保护部分 3.3工艺流程图 3.4方案特点 第四章循环水系统 (5) 第五章电气系统 (5) 5.1电气主接线 5.2系统组成 5.3控制保护系统 5.4站用电配电 5.5直流配电系统 5.6过电压保护和电力装置的接地 5.7主要电气设备选型 第六章总平面设计布置方案 (6) 6.1场址选择 6.2总平面设计主要技术指标 6.3建筑设计方案 第七章项目内容及投资预算 (7) 7.1建设内容 7.2项目投资预算 第八章项目主要技术经济指标及建设周期 (10) 8.1项目营运主要经济指标 8.2项目建设周期 结语 (10) 第一章项目概况
现有两台饱和蒸汽锅炉，蒸汽产汽量分别为6.0T/H和5.3T/H，锅炉工作制度为330天/年、24H/天。目前所产蒸汽全部排空，为实现节能减排，有效利用能源，要求利用现有余热条件，制定发电方案。 第二章项目现有发电条件 2.1现有余热 根据现场考察及甲方提供的条件，现有余热锅炉产汽情况如下表： 2.2蒸汽利用情况 经向甲方了解，目前业主生产工艺没有利用蒸汽的负荷，生产所产生的饱和蒸汽经过管网后直接排空，没有任何利用。详见下表：
第三章余热发电方案拟定 根据上述热能条件，初步拟定发电方案为：饱和蒸汽凝汽式汽轮机发电机组方案，本方案主要设备及参数如下： 3.1汽轮机部分 3.1.1汽轮机参数 排汽参数：0.014Mpa（a），52.6℃ 回热抽汽参数：0.612 Mpa（a），160℃,0.9 t/h 额定工况：6500rpm, 进汽量：10.3 t/h， 补汽量：1.0 t/h， 电功率：1.29MW， 汽耗：7.98kg/(kw.h), 热耗：16957KJ/(kw.h)。 3.1.2汽轮机随机清单 ⑴、随机工具一套、随机备件一套 ⑵、循环水泵2台 ⑶、交流油泵1台 ⑷、给水及蒸汽管道、电动阀门1台 ⑸、凝结水泵2台 ⑹、DEH（汽机电调系统）、ETS（汽机停电保护）、TSI（汽机安全监视装置）1套 ⑺、凉水塔：800立方/时1座
4台余热锅炉＋1×7.5MW 余热发电工程 初步方案
目录 1．概述 2．余热资源概况 3．余热资源利用方案 4．余热锅炉本体设计方案 5．余热发电机组选型及热力系统6．循环水系统 7．化学水系统 8．电气系统 9. 热工控制与仪表 10. 主要技术经济指标 11. 设备及投资估算
1．概述 郴州市金贵银业股份有限公司是一家以生产经营高纯银及银深加工产品为主的高新技术企业，是我国白银生产出口的重要基地之一。公司拥有全国领先的白银冶炼和深加工技术，白银年产量居全国同类企业前列，是郴州市产值、利税及创汇大户、湖南省工业百强和民营三十强企业。 公司以白银冶炼及其深加工产品为核心，综合回收其它贵重金属。拥有600t/a高纯银精炼、10万t高纯铅、300t/a高纯硝酸银、1000t/a “AT纳米抗菌剂”和银基触点材料等银深加工生产线。年综合回收锌20000t、高纯铋800t及铟、铜、锑、锡等多种贵重金属。 公司是湖南省首批高新技术企业，拥有自主研发中心，先后承担多项国家级科研课题，累计申请国家专利57件，其中发明专利37件，被湖南省知识产权局列为“湖南省知识产权优势培育企业”。 目前，公司的白银生产技术、工艺水平、产品质量、资源综合利用率处于同行业先进水平，白银回收率可达99.5%，资源综合利用率达95%，白银质量稳定在国家1#银标准，纯度达99.995%。公司通过 ISO9001:2008质量管理体系、ISO14001:2004环境管理体系认证和湖南省质量信用3A企业认定，大力推行品牌战略，提升公司国际知名度，“金贵”牌银锭获“湖南省出口名牌”、“湖南省国际知名品牌”称号，远销英、美等国际金属交易市场。高纯银、高纯铅产品获“湖南名牌产品”称号，连续多年在上海华通铂银交易市场获得“全国用户最喜爱20家白银品牌”称号。“金贵”注册商标连续三届被认定为“湖南省著名商标”称号，并于2007年在英国、美国核准注册。 2011年，公司实现销售收入28亿元，同比增长79.4%，出口1.55亿
余热发电工艺流程讲解 授课人：孙飞 纯低温水泥窑余热发电技术是直接利用窑头窑尾排放的中低温废气进行余热回收发电，无需消耗燃料，发电过程不产生任何
污染，是一种经济效益可观、清洁环保、符合国家清洁节能产业政策的绿色发电技术，具有十分广阔的发展空间与前景。 工艺流程（见附图）: 余热电站的热力循环是基本的蒸汽动力循环，即汽、水之间的往复循环过程。蒸汽进入汽轮机做功后，经凝汽器冷却成凝结水，凝结水经凝结水泵(150A/B)泵入闪蒸器出水集箱，与闪蒸器出水汇合,然后通过锅炉给水泵(230A/B)升压泵入AQC锅炉省煤器进行加热,经省煤器加热后的高温水(167℃)分三路分别送到AQC炉汽包,PH炉汽包和闪蒸器内。进入两炉汽包内的水在锅炉内循环受热,最终产生一定压力下的过热蒸汽作为主蒸汽送入汽轮机做功.进入闪蒸器内的高温水通过闪蒸原理产生一定压力下的饱和蒸汽送入汽轮机第七级起辅助做功作用，做过功后的乏汽经过凝汽器冷凝后形成凝结水重新参与热力循环。生产过程中消耗掉的水由纯水装置制取出的纯水经补给水泵(511)打入热水井(凝汽器140)。 水泥厂余热资源的特点是：流量大，品位较低。以宁国水泥厂4000t/d生产线为例，PH（预热器）和AQC（冷却机）出口废气流量和温度分别为258550Nm3/h、350℃和306600Nm3/h、238℃，余热发电便是充分利用这两部分余热资源进行热能回收。 1）热力系统 整个热力系统设计力求经济、高效、安全，系统工艺流程是由两台高效余热锅炉AQC、PH?锅炉闪蒸器和一套汽轮发电机
组组成，辅之以冷却水系统、纯水制取系统、锅炉给水系统及锅炉粉尘输送系统。余热锅炉内进行热交换产生压力为25kg/cm2、温度为335℃～350℃、额定蒸发量为101t/h的过热蒸汽通入汽轮机，进行能量转换，拖动发电机向电网输送电力。 （1）采用凝汽式混汽式汽轮机。凝汽式是指做过功的蒸汽充分冷凝成凝结水，重新进入系统循环，减少系统补充水量。混汽式是指汽轮机除主蒸汽外，另有一路低压饱和蒸汽导入汽轮机做功，从而提高汽轮机相对内效率，提高发电机输出功率。 （2）设置具有专利技术、高热效率的余热PH锅炉，采用特殊设计的机械振打装置进行受热面除灰，保证锅炉很高的传热效率。 （3）应用热水闪蒸技术（高压热水进入低压空间瞬间汽化现象），设置一台低压闪蒸器，一方面将闪蒸出的饱和蒸汽导入汽轮机做功，进一步提高汽轮机做功功率，另一方面形成锅炉给水系统循环，可以有效地控制AQC炉省煤器段出口水温，保证锅炉给水工况稳定。 （4）由于PH出口废气还要用于原料烘干，所以PH锅炉无省煤器，只设蒸发器和过热器，控制出炉烟温在250℃，仍可满足水泥生产线工艺需求。 （5）采用热水闪蒸自除氧结合化学除氧的办法进行除氧，不另设除氧器，减少了工艺设备，简化了工艺流程。