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1、节能技术监控技术要求1.1 设计选型监督设计总的要求1.1.1.1 火电机组建设规划、设计必须贯彻执行中华人民共和国节约能源法、固定资产投资项目节能审查办法等节约能源法律、法规的有关要求，应遵循经济高效、可持续发展的方针。1.1.1.2 火电机组建设项目应编制固定资产投资项目节能报告，其内容深度应符合固定资产投资项目节能审查办法要求。节能报告应包括以下内容：a) 分析评价依据；b) 项目建设方案的节能分析和比选，包括总平面布置、生产工艺、用能工艺、用能设备和能源计量器具等方面；c) 选取节能效果好、技术经济可行的节能技术和管理措施；d) 项目能源消费量、能源消费结构、能源效率等方面的分析；e)
2、 对所在地完成能源消耗总量和强度目标、煤炭消费减量替代目标的影响等方面的分析评价。1.1.1.3 火电机组建设项目应利用高效、清洁燃烧技术，积极应用冷、热、电联供，空调蓄冷、蓄热，水源(冷却水、废水、污水、中水)热泵，利用低品位热能(烟气、废热)供冷、供热等技术；进行技术经济方案比较，确定先进、合理的煤耗、电耗、水耗等设计指标。1.1.1.4 火电机组建设项目应优先选用大容量、高参数、高效率、高调节性、节水型的设备，禁止使用已公布淘汰的高能耗设备(产品)。对设计阶段或规划中的火电机组，汽轮机、锅炉及其主要辅机的性能指标和参数应以同类型、同容量正在设计和已投产机组的最优值为标杆，优化工程设计。1
3、.1.1.5 火电机组设计性能指标的计算应按照GB 50660中附录A规定的计算方法进行，其中汽轮机的热耗率、锅炉效率宜取用供货合同中制造厂的保证值，管道效率宜取用99%。机组性能考核工况设计厂用电率的计算可参考DL/T 5153的有关规定。新建、扩建火电机组的设计供电煤耗不得高于GB 21258和国家、地方最新规定的机组单位产品能耗准入值。1.1.1.6 火电机组的规划和设计应将节约用水作为一项重要的技术原则，新建、扩建火电机组的装机取水量不应超过GB 50660规定的取水量定额。循环供水凝汽式火电厂全厂复用水率不应低于95%，严重缺水地区的凝汽式火电厂复用水率不应低于98%。主机设备及系统
4、设计选型1.1.1.7 基层企业的设计和校核煤种是燃煤火电机组设计的基本依据，应进行必要的调查研究，以合理确定煤质，使其能代表长期实际燃用煤种(设计煤种应为机组投运后大部分时间燃用的主导煤种)；应委托有资质的机构进行全面的煤质化验分析，全面、细致地掌握煤质特性。煤质特性数据至少应包括：全水分、工业分析(水分、灰分、挥发分、固定碳)、元素分析(碳、氢、氧、氮等)、全硫、发热量、可磨性指数、煤灰熔融特性(特征温度)、煤灰成分(二氧化硅、三氧化二铝、三氧化二铁、氧化钙、氧化镁、氧化钠、氧化钾、二氧化钛、三氧化硫、二氧化锰)、煤灰比电阻、煤的冲刷磨损指数、煤粉气流着火温度等内容。1.1.1.8 确定机
5、组类型、容量、参数及匹配时，应满足以下要求：a) 宜选用超临界或超超临界参数600MW级及以上的机组，优先选用超超临界机组；对电网容量不大或受电网结构限制的区域，可选用超临界350MW级供热机组；b) 对干旱指数大于1.5的缺水地区，宜选用空冷式汽轮机组；c) 锅炉的台数及容量应与汽轮机相匹配。对于纯凝汽轮机应一机配一炉，锅炉的最大连续蒸发量与汽轮机调节阀全开时的进汽量相匹配，锅炉ECR工况的蒸发量与汽轮机THA工况的主蒸汽流量相匹配；对于供热式汽轮机宜一机配一炉，当一台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉的对外供汽能力若不能满足热力用户连续生产所需的100%生产用汽量和65%75%(严寒地区取
6、上限)的冬季采暖、通风及生活用热量要求时，可由其他热源供给；d) 发电机和汽轮机的容量选择应协调，在额定功率因数和额定氢压(对氢冷发电机)下，发电机的额定容量应与汽轮机的额定出力相匹配，发电机的最大连续容量应与汽轮机的最大连续出力相匹配，其冷却器进水温度宜与汽轮机相应工况下的冷却水温度相一致。1.1.1.9 汽轮机设备及系统选型应符合以下规定：a) 选用的汽轮机技术条件应满足DL/T 892的要求；b) 对有集中供热条件的地区应根据近期热负荷和规划热负荷的大小和特性选用供热式机组；c) 汽轮机的背压应经优化计算后确定，并符合GB 50660的有关规定。在燃料资源匮乏地区，可适当降低汽轮机背压；
7、d) 汽轮机设计时应优先考虑选用结构型式先进、密封效果较好的汽封；e) 对于超（超）临界机组，其旁路容量宜大于锅炉最低直流负荷，经技术经济比较合理，亦可采用具有安全阀功能的100%容量旁路。对于直接空冷机组，旁路容量不仅考虑满足机组启动要求，还应配合排气管隔离阀的数量以保证机组冬季启动时空冷凝汽器的最小防冻热量；f) 给水系统应采用单元制系统；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，启动支管应根据给水泵的特性设置调节阀；高压加热器给水旁路宜采用大旁路；g) 正常运行及备用给水泵宜选用汽动给水泵或调速电动给水泵；对于空冷机组，经技术经济分析合理时应采用汽动给水泵。汽动给水泵
8、前置泵可采用与主泵同轴布置，取消前置泵的电动机，利用给水泵汽轮机驱动前置泵。给水泵的配置(型式、台数、容量)应符合GB 50660的规定，给水泵的技术条件应满足JB/T 8059的要求。h) 凝结水泵应设计变频调节装置，以降低部分负荷下凝结水泵的耗电率；热网系统的循环水泵、疏水泵及补给水泵均应设置变频装置；凝结水泵和疏水泵的容量、扬程和台数选择应符合GB50660的规定。i) 湿冷凝汽器宜装设胶球清洗装置，其技术条件应满足DL/T 581的要求；当冷却水含有悬浮杂物，易形成单向堵塞时，应装设具有反冲洗装置的二次滤网；间接空冷汽轮机的表面式凝汽器不应装设胶球清洗装置；采用海水冷却的机组，应设置凝
9、汽器检漏装置。j) 凝汽器的抽真空设备选型应符合GB 50660的规定，当全部抽真空设备投入运行时，应能满足机组启动时建立真空度的时间要求。k) 空冷凝汽器和散热器设计时的换热面积选取应充分考虑夏季高温时机组运行的安全性、经济性要求，同时兼顾对空冷凝汽器换热管束冬季防冻的要求，防冻措施既要解决空冷凝汽器管束防冻问题，又要提高空冷机组冬季运行的经济性。l) 对于直接空冷（ACC）机组，应将夏季风频尤其是高温大风作为厂址选择和空冷岛布置的重要影响因素，当风环境比较复杂或企业周边地形地貌特殊时，应利用数值模拟计算或物理模型试验对空冷凝汽器的布置方案进行分析论证；对大容量直接空冷机组，风机应采用变频调
10、速；挡风墙高度一般应与ACC蒸汽分配管管顶齐平。m) 空冷凝汽器和空冷散热器应设置自动清除其表面积尘的水冲洗设施。n) 对于循环水系统宜采用扩大单元制供水系统，每台机组设多台循环水泵，循环水母管之间设联络门，以实现不同季节、不同负荷下循环水泵的优化运行。对于每台机组设两台循环水泵的单元制供水系统，应优先采用至少一台循环水泵具备高低速功能的设计方案；对于静压头较高的循环供水系统，循环水泵可采用变频调速方式。o) 对大容量超超临界机组，宜设置外置蒸汽冷却器，以充分利用抽汽过热焓，提高回热系统效率。1.1.1.10 锅炉设备及系统选型应符合以下规定：a) 锅炉应优先采用煤粉炉。当燃用洗煤副产物、煤矸
11、石、石煤、油页岩和石油焦等不能稳定燃烧的燃料时，宜选用循环流化床锅炉。b) 锅炉的选型设计应以燃用的设计燃料及校核燃料特性数据为基础，设计煤种与校核煤种不应相差过大，避免锅炉及其辅机选型偏大。c) 锅炉炉膛选型(包括燃烧方式、特征参数选取等)、燃烧系统的设计应符合DL/T 831、DL/T 5240的有关规定，应合理控制炉膛出口烟温、炉膛容积热负荷、截面热负荷和燃烧器区域壁面热负荷等参数，最上层燃烧器中心距屏底下缘高度应足够，以防止受热面结渣。d) 锅炉燃烧设备应经过优化选型设计，适当增加燃烧器数量，减小单只燃烧器容量；炉膛及燃烧器的布置应考虑减小炉膛出口沿炉宽烟温和烟气流速的不均匀。e) 对
12、于安装在高海拔地区(海拔高度超过500m)的燃煤锅炉机组，应参照DL/T 831的规定对炉膛特征参数进行大气压力修正，并考虑强化燃尽的技术措施。f) 磨煤机和制粉系统形式应根据煤质特性、可能的煤种变化范围、负荷性质、磨煤机的适用条件，并结合锅炉燃烧方式、炉膛结构和燃烧器结构形式，按有利于安全运行、提高燃烧效率、降低污染物排放的原则确定。磨煤机和制粉系统的选型设计应符合GB 50660、DL/T 466、DL/T 5145的相关规定，同时磨煤机出力裕度宜根据可能的煤质变化情况适当提高，以尽量避免实际运行中磨煤机出力不足。g) 中速磨煤机宜采用动态分离器，以提高煤粉细度和锅炉热效率；一次风粉在线系
13、统的风速测量系统应设计在线防堵吹扫装置；对于超(超)临界大容量锅炉机组，应对炉膛燃烧稳定均匀性提出更高要求，宜在磨煤机出口设置煤粉分配器，保证一次风管粉量分配均匀。h) 对采用风扇磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用可计量的刮板式给煤机；对采用中速磨煤机和双进双出钢球磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用耐压称重式皮带给煤机。给煤机宜采用变频驱动方式。i) 对正压直吹式制粉系统或热风送粉贮仓式制粉系统，当采用三分仓空气预热器时，冷一次风机可采用动叶可调轴流式风机或调速离心式风机，对轴流式一次风机应采取预防喘振失速的保护措施。j) 锅炉风机选型应选用与烟风系统相匹配的风机及调节方式。送风机宜选用动叶可调轴流式
14、风机，引风机宜选用轴流式风机，送风机和引风机的风量和压头选择应经过准确计算并符合GB50660、DL/T 468的相关规定，避免因裕量过大而导致运行中风机效率偏低。锅炉离心式风机的技术条件应满足JB/T 4358的规定。k) 锅炉空气预热器的选型设计应符合以下要求：1) 应选择密封效果好和寿命长的密封型式和材料，以减小空气预热器漏风率。2) 锅炉空气预热器的设计应考虑脱硝系统投运、煤质变差等因素引起的堵灰问题，应选择防堵性能较好的换热元件型式和材料，换热元件采用两段式布置，合理匹配上下两段的高度，使硫酸氢铵只能沉积在下段换热元件内，并配置吹灰装置。3) 空气预热器设计时应保证换热面积足够，并预
15、留一定空间。l) 空气预热器进风系统应根据工程气象及煤质条件设置空气加热系统，经过技术经济比较可选用热风再循环、暖风器或其他空气加热系统。热风再循环系统宜用于管式空气预热器或较低硫分和灰分的煤种及环境温度较高的地区，热风再循环率不宜大于8%，热风抽出口应布置在烟尘含量低的部位。对于严寒地区，宜使用暖风器，暖风器宜设置在风机入口；暖风器在结构和布置上应满足降低阻力的要求，对年使用小时数不高的宜采用移动式结构。m) 直流锅炉启动系统宜选用内置式分离器启动系统；对于机组启停较为频繁的机组、空冷机组，宜选用带循环泵的锅炉启动系统。n) 应采用成熟、可靠的新型燃烧器及其它稳燃技术(如浓淡燃烧技术)，提高
16、锅炉在低负荷下的稳燃能力，减少助燃用油。燃煤锅炉的稳燃性能应满足以下要求：1) 燃用高挥发分烟煤的锅炉，其不投油助燃的最低稳定负荷不低于额定工况30%35%；2) 燃用贫煤、低挥发分烟煤、褐煤的锅炉，其不投油助燃的最低稳定负荷不低于额定工况的35%50%；3) 燃用无烟煤的锅炉，其不投油助燃的最低稳定负荷不低于额定工况的40%50%。锅炉点火及助燃系统应根据燃用煤种、锅炉型式、制粉系统形式、点火及助燃燃料等条件优先采用合适的节油点火技术，如等离子点火(参考DL/T 1127)、微油点火(参考DL/T 1316)、气化小油枪、加氧微油点火和邻炉加热点火等。工程设计阶段应论述采用节油点火与不采用节油点火方式总的节油量，对不采用节油点火方式的项目应说明理由。o) 锅炉机组燃油系统的供油泵宜加装变频调节装置，或单独增设小流
