中国大唐集团公司新(扩)建火电工程设计与设备选用的指导意见.doc

中国大唐集团公司新（扩）建火电工程设计与设备选用的指导意见（初稿）前 言本指导意见在遵循火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)和火电工程限额设计控制指标的基础上, 贯彻集团公司对工程建设项目的具体要求，并根据近年来火电工程建设的实践经验而提出。旨在加强工程建设项目的规范化、标准化管理，对火电工程设计方案及设计原则的确定起到指导性作用。本意见将在工程实践的基础上，总结经验，不断完善，形成具有大唐特色的习惯作法和风格。1 总 则1.1贯彻“安全、可靠、经济、环保”的原则,运用2000年燃煤示范电厂设计思想，大力优化设计。1.2积极采用成熟的新技术、新工艺和新材料，使新（扩）建大型火电机组建设项目在投产若干年内，不进行大规模的建筑结构和系统技术改造。1.3有效地实施工程造价控制和工程进度控制，保证工程的安全和质量。2 适用范围本意见适用于集团公司投资的新（扩）建单机容量为300MW600MW级凝汽式火力发电厂，其它类型或等级的机组可参照使用。各项目公司和设计单位在开展可研和初步设计之前，结合工程的实际情况，根据本意见确定可研及初步设计的主要原则。3 标准和规范符合现行火力发电厂设计技术规程以及国家与电力行业其它相关标准、规程、规定和规范等。4 厂址选择4.1 厂址选择应遵循火力发电厂设计技术规程规定的原则。对于新建电厂，必须进行多厂址比较。4.2 厂址比选工作应在初步可行性研究阶段进行，在可行性研究阶段确定厂址。4.3对于扩建工程一厂多址的电厂设计，应采取统一规划原则，凡是能合用的尽量合用，如MIS系统，试验、检测和修理设备按扩建考虑；某些辅助生产设备，有条件的，工艺系统可以合并，如取水点、生活用水的水厂；施工用设施，如大件运输通道、桥梁等可以统一考虑。5 总体规划5.1 发电厂的总体规划应贯彻节约用地的原则，控制、优化厂区生产用地及施工用地的面积。扩建机组的建设项目，应充分利用老厂现有设施及资源。5.2 厂区总平面布置应根据场地情况，按功能要求分区，合理布置主厂房、脱硫系统、冷却塔、循环水泵房、配电站、煤场、输煤系统、化水处理站、除灰泵房、废水处理站、制氢站、油罐区、办公楼等主要构建筑物。力求规范、紧凑和合理，分区应清晰。5.3 生产区内应利用道路两旁及建筑物边角地带进行绿化。窨井及窨井盖应尽量隐蔽。5.4 厂区内道路应铺设水泥或沥青路面。5.5 应根据当地的地理及气候条件、主设备要求合理确定各构建筑物的承重结构和封闭状况，力求安全、美观、节省投资。5.6 选用KKS编码规则进行编码标识。系统的编码应在可研阶段确定下来。从主机、辅机供货图纸开始，到设计院的设计形成一套完整的编码系统。总的编码原则由设计院负责在主机招标和可研阶段统一考虑，并在设计图纸和资料中执行。5.7 厂区管道及电缆布置应设置综合管架，并应与厂区总平面统一规划。6 主厂房布置6.1 主厂房布置在规划时，在总体要求允许条件下，应留有再扩建的可能。6.2主厂房布置的可比尺寸和面积不宜超过近期同类机组主厂房（参考）设计的尺寸和面积。6.3 主厂房布置应简捷、明快，尽可能架空布置电缆和管道，减少地下电缆沟、电缆隧道和管沟。7 运煤系统7.1新建工程贮煤系统中应合理配置斗轮堆取料机。7.2入炉煤系统设计成双路皮带机，皮带机两侧应设置围栏和拉绳开关。燃用易燃煤种的电厂应选用阻燃输煤皮带。7.3扩建工程应充分利用原有燃料输送系统，并根据实际情况对其进行合理改造以满足需要。7.4应设置入厂煤机械化采样装置和入厂煤自动计量装置，以实现对入厂煤的科学管理。贮煤场（或贮煤筒仓）宜配备先进的激光盘煤装置,以实现对煤场存煤数量的准确计量。盘煤装置应留有与厂级监控信息系统(SIS)和电厂管理信息系统(MIS)的燃料管理系统的通讯接口。7.5入厂煤自动计量装置宜采用动态电子轨道衡（或静态电子轨道衡），电子轨道衡应留有与厂级监控信息系统(SIS)和电厂管理信息系统(MIS)的燃料管理系统的通讯接口。并按计量法强检计量装置类的规定，由国家轨道衡计量站每年检定一次，每半年使用中抽检一次，作为与售煤商商务贸易结算依据。7.6入厂煤动态电子轨道衡（或静态电子轨道衡）的称量值、贮煤场（或贮煤筒仓）盘煤装置的盘煤量、入锅炉房煤电子皮带秤的称量值、电子称重给煤机的称量值，通过通讯接口，全部进入电厂管理信息系统(MIS)的燃料管理系统。燃料管理系统应具有自动打印盘煤的日、周、月、季、年报表；自动计算供发电煤耗、供热热耗、汽机汽耗，实现正平衡计算煤耗；自动进行电厂生产成本管理等功能，强化市场营销“竞价上网”力度，为领导提供决策依据。7.7输煤系统应实现自动程序控制和配置完善的监视系统。7.8输煤栈桥应根据实际情况合理封闭，宜采用轻型维护结构，并采取消除粉尘污染的措施。8 锅炉设备及系统8.1锅炉本体设计和设备选型1、锅炉应设计采用低氮燃烧方式,以降低NOx排放。煤粉燃烧器的设计、布置要充分考虑设计煤种和校核煤种在煤质允许变化范围内的适应性2、锅炉受热面，包括水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空气预热器、尾部烟道等，应合理设置适用的蒸汽吹灰器，并应采取相应的防止受热面吹损的手段。吹灰器应选用国产优质产品。吹灰器全部能够实现自动程序控制。3、空气预热器宜采用三分仓受热面回转式、转子中心筒传动方式。视发电厂环境气象条件确定是否在空气预热器的一次风和二次风的入口处或仅二次风侧加装暖风器，提高空气预热器进口风温，避免空气预热器低温段腐蚀，设有可靠的停转报警装置和火灾报警系统，并设置完善的水冲洗系统和消防系统。4、锅炉本体部分配置的阀门应满足有关国际标准要求，重要阀门选用国内成熟产品或进口优质产品。各类关断阀、调节阀、风烟档板等应采用气动或电动执行机构。重要部位及控制用执行机构可采用进口优质产品。5、锅炉本体和煤仓间分别设置吸尘管道系统，选择一台吸尘车共用。6、应配置锅炉燃烧优化系统和先进的飞灰测碳仪等在线仪表。应设置受热面管道和承压部件泄漏监测装置。7、炉内应设置升降检修机具及平台。8、新建电厂应设置一台燃油快装启动锅炉，扩建电厂启动用汽宜由老厂提供。9、锅炉设计中应根据环保对氮氧化物排放浓度的要求预留脱硝设备的安装位置。8.2燃烧及制粉系统设计和设备选型1、在煤种适宜时，应优先采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风制粉系统。宜选用MPS型或HP型中速磨煤机。2、磨煤机应有自动加载功能并能实现空载和带载两种方式启动。3、给煤机宜采用GMBSC21型或NJG型或STOCK8224型电子称重全封闭式皮带给煤机，称重仪表应留有与厂级监控信息系统(SIS)和电厂管理信息系统(MIS)的燃料管理系统的通讯接口。4、每台锅炉合理设置钢制原煤仓。建议在每个钢制原煤仓的四角支承点处，加装四个称重传感器，组成电子称重给煤机的实物校验装置(静态料斗秤)。以便利用锅炉运行中的倒磨机会，对电子称重给煤机的计量准确度，定期进行在线校正。提高入炉煤计量准确度，用以细化、量化每台炉，甚至每运行班的经济指标考核力度。5、一次风机宜选用离心式或变频调速离心式，送风机宜选用动叶可调轴流式。吸风机宜采用静叶可调式轴流风机。6、在原煤仓前的甲、乙输煤皮带上，各安装1台入炉煤机械化采制样装置和级电子皮带秤。电子皮带秤应留有与厂级监控信息系统(SIS)和电厂管理信息系统(MIS)的燃料管理系统的通讯接口。并按原电力部要求，年耗百万吨煤及以上的电厂，应配置校正电子皮带秤用的实物校验装置(静态料斗秤)，两台电子皮带秤可共用一台静态料斗秤。电子皮带秤和料斗秤的空秤调零、料斗秤准确度自检、上下物料、过秤校正、皮带秤称量误差计算、以及皮带秤量程系数调整，全过程全部在线自动程控操作，以确保入炉煤始终处于正确计量状态。8.3 为节约点火用油和低负荷稳燃用油，推荐使用锅炉无油点火技术和推广使用锅炉少油点火技术。8.4烟气脱硫系统设计及设备选型1、烟气脱硫应采用目前比较成熟的湿式石灰石/石膏法脱硫工艺。2、脱硫装置宜采用每台锅炉设一个吸收塔的单元布置，烟气处理能力为单台锅炉100BMCR工况时烟气流量。脱硫效率为95以上，并且符合国家及地方SO2浓度排放标准。3、脱硫系统设置100烟气旁路，保证脱硫装置在任何情况下不影响机组运行。4、若安装吸收剂制备系统、石膏脱水或抛弃系统、废水处理系统按每2台或以上机组共用设置。5、产品石膏脱水后含水量应小于10，为石膏综合利用提供条件，在灰场应设置有脱水石膏临时堆放场地。6、脱硫烟气系统宜选用回转式烟气换热器，排放烟气不应对烟囱造成腐蚀、积水等不利影响。同时在烟囱设计中应考虑防腐及排水措施。7、脱硫系统采用独立DCS控制，并应有与主厂房DCS系统接口。尾部烟道应配置烟气连续监测装置（包括SO2、NOx、烟尘浓度等）。8、脱硫吸收剂在电厂内自行制备时，宜采用湿法制备系统。9 除灰渣系统9.1锅炉除渣宜采用刮板捞渣机机械除渣装置或其他干式除渣方式。9.2锅炉配置高效(静电或袋式)除尘器。除尘效率按批准的环境影响报告书要求，考虑脱硫装置二次除尘效率后，电除尘出口的烟尘排放浓度低于现有国家和地方排放标准（目前的环保新标准，达到50mg/m3）。9.3除灰系统宜采用气力输灰系统。9.4静电除尘器控制采用自动程序优化系统。9.5合理设置粗、细灰库，并集中布置，综合考虑干灰综合利用和灰场储存运输。对干灰综合利用前景较好的发电厂，其初期灰场宜按存3年灰量考虑；对干灰综合利用前景一般的发电厂，其初期灰场可按存5年灰量考虑。9.6排灰系统的输送气源由单独设置的除灰空压机供给，输灰空压机位置应接近除灰系统管道，防止管道过长导致出力不足。9.7石子煤和除渣设备越简单，环节越少，可靠性越高；因刮板捞渣机的斜坡段具有自然脱水作用，故不宜设脱水仓。单刮板捞渣机链条可以进口。9.8除灰渣系统应采用自动程序控制。10 汽轮机设备及系统10.1推广使用板式换热器，新（扩）建大型火电机组主辅机油系统及闭式工业水系统建议配置板式换热器，板式换热器采用不锈钢材料。10.2冷却水系统设计和设备选型1、设凝汽器胶球自动清洗装置，实现对凝汽器管水侧的自动清洗。选用优质的胶球收球装置，防止胶球流失、滞留。调整投入胶球清洗系统程序控制，提高收球率。2、循环水泵出口碟阀宜选用油动双速碟阀，其开关的速率设计应满足开泵、停泵、连锁等各种工况下不产生水锤和倒转等事故。10.3疏水系统设计和设备选型1、疏水系统设备能实现全自动控制，并能远方手动。2、汽机本体疏水等重要的疏水系统阀门建议采用进口优质电动或气动阀门，以保证可靠运行、无泄漏。3、为了防止疏水系统两相流冲刷引起爆破，建议加热器疏水调节阀后尽量不设弯头，缩短管道；选用防冲刷弯头或选用不锈钢疏水管道和弯头。10.4锅炉给水系统设计和设备选型1、给水系统采用单元制。每台机组配有250容量变速汽轮机拖动的汽动给水泵，每台汽动给水泵有一台定速电动机拖动的前置泵。建议每台机组另配有一台30容量的电动调速给水泵作为启动/备用泵，采用液力偶合器调速，前置泵与主泵用同一电机拖动。2、给水泵汽轮机使用主汽轮机抽汽作为供汽汽源，排汽直接进入主汽轮机凝汽器。3、给水泵汽轮机采用数字式电液调节系统，并配置完善可靠的自动保护系统。控制油系统的选用应尽可能考虑与主汽轮机控制油系统的一致性。4、给水泵汽轮机应实现自动程序控制。5、每台给水泵组设置单独的润滑油系统，为给水泵、给水泵汽轮机提供润滑油。润滑油箱和油泵采用集中布置。电动给水泵的油系统应在给水泵就近地面布置。6、给水及凝结水系统设计为无铜系统。7、给水系统设有一台除氧器，采用滑压运行方式。并建议采用无头除氧器。8、给水系统管道上配置的阀门应采用电动或气动，给水泵再循环门、出口门、出口逆止门，高压加热器旁路门、出口门、进口门等重要阀门应选用国内成熟产品或进口优质产品。9、对于直接空冷机组，建议采用电动给水泵，防止由于夏季凝汽器真空影响正常的锅炉给水。10、为了迅速切断高加管束爆破后导致高加汽侧超压及汽轮机进水，高加水位保护执行机构应采用入口旁路三通阀，不应单独采用电动旁路。出口电动门截止门应有防断水连锁设计。11、排汽蝶阀应配有通流量足够的启动抽汽旁路阀。12、为了环保和降低维护费用，控制系统不推荐使用抗燃油。13、给水泵在循环阀不宜采用两位阀，应采用具有快开功能的调节阀。10.5凝结水系统设计和设备选型1、凝结水系统应配置2台全容量的电动凝结水泵，其中1台运行、1台备用。2、每台机组凝结水系统选用一套100容量中压凝结水精处理装置，不设备用。凝结水精处理装置应设有旁路，以便在凝结水精处理装置故障时，能通过旁路维持凝结水系统的运行。3、精处理系统装备完善的化学在线监测仪表，并应实现集中采样。4、精处理系统应实现自动程序控制，可纳入主厂房DCS或采用独立的PLC与DCS接口，但其控制系统逻辑条件必须由精处理系统制造厂提供，并参与调试。两台机组应共用一套体外再生系统，合理设置除盐水箱、除盐水泵和凝结水补水箱。5、凝结水系统设有最小流量再循环管路，以保证启动和低负荷期间凝结水泵和轴封冷却器通过最小流量运行，保证其安全运行。6、凝汽器抽真空设备采用真空泵组，并合理设计系统。7、凝结水系统、补给水处理系统、给水预处理系统、汽水取样系统的控制系统宜统一设计，统一选型。8、凝结水系统应考虑设置有新机调试或大修后启动不合格凝结水的排放、回收系统和除氧器的补水系统。9、凝结水系统应实现自动程序控制。凝结水精处理系统、补给水处理系统、补给水预处理系统、机组化学加药系统、汽水取样系统、氢站、废水集中处理系统的控制系统应通过通讯方式联网,形成一个完整的化水集中控制系统,并可以进入DCS系统。10、凝结水精处理系统可以选用耐受高水压的装置，则可以选扬程较高的凝结水泵，取消凝结水升压泵，系统简单，操作维护工作量少，也节省厂用电。10.6汽轮机油系统（含发电机氢密封油系统）设计及设备选型1、油系统（如发电机氢密封油系统油站、高压抗燃油系统油站）宜分别集中布置。润滑油系统、顶轴油系统、液压控制油系统应共用主油箱，各类油泵宜集中布置在主油箱附近，油系统必须设置严格的防火安全设施，当主油箱0米布置时，需设防火堤。2、主油箱、油系统回油管路均选用不锈钢材料，禁用铸铁阀门。油系统管路不采用法兰联接。3、主油箱设有油净化接口，并配备固定或移动油净化装置。各润滑油供油管在轴承入口处应加装临时滤网装置，以在润滑油系统检修后正常投入前防止异物进入轴承。4、油系统的所有泵组均设计成能自动启动、遥控及手动启停，就地应设有控制箱。冷油器的设计和管路布置方式允许在一台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或调换。5、高压抗燃油系统、发电机氢密封油系统应配置固定或移动油净化装置。6、汽机润滑油管道推荐使用套管式结构。压力油管焊口用氩弧焊打底，焊口100%探伤。7、事故油泵的直流熔断器应有足够容量，要防止直流油泵全容量启动时过流跳泵。8、密封油差压阀、平衡阀选用性能优良的全行程跟踪阀门。10.7汽轮机高、低压旁路系统设计和设备选型1、应配置合适容量的高、低压旁路系统。建议600MW及以上机组所有阀门可选用进口优质产品。300MW及以下机组所有阀门宜选用国产优质产品。2、高、低压旁路系统应实现全自动程序控制。3、高、低压旁路容量一般可选30%左右，直流炉、超临界机组应不小于35%，旁路系统的自动、保护、连锁应齐全，管道设计应考虑热备用暖管的可能（不额外消耗蒸汽），不积聚疏水，快开时不发生水冲击。减温水管道通流能力足够，双路设置的低压旁路系统减温水管道应从凝结水母管引出。10.8轴封供汽系统设计1、轴封系统建议设计为自密封系统，并有防止汽轮机进水措施。轴封系统还应向给水泵汽轮机提供轴封汽源。轴封系统的备用汽源应满足机组冷热态启动和停机的需要。2、轴封系统应设有轴封压力自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置。轴封系统应实现全自动程序控制。3、系统管道和阀门布置合理。所有阀门均为气动或电动。轴封供汽调节阀前后设置关断阀并设置旁路，以利于供汽调节阀隔离检修。轴封系统重要阀门应采用国外进口优质产品。4、轴封系统设置1台100容量的轴封冷却器。5、轴封蒸汽的汽源可包括辅汽、冷段、甚至主汽，但不得用除氧器汽平衡来汽。10.9抽汽系统设计1、各级抽汽管道（母管）合理设置电动隔离阀和气动逆止阀。原则上，各级抽汽管道（母管）至少装设一个快关电动隔离阀和一个气动逆止阀。2、抽汽管道（母管）上的电动隔离阀和气动逆止阀均尽量布置在接近汽轮机的抽汽口处。3、除氧器、给水泵汽轮机、轴封系统等用汽的抽汽总管靠近汽轮机抽汽口处应装设一个快关电动隔离阀和串联的气动逆止阀。该级抽汽去除氧器管道上安装一个电动隔离阀和一个气动逆止阀。该级抽汽去两台给水泵汽轮机的每根蒸汽管道上设置一个电动隔离阀和一个气动逆止阀。4、每个抽汽逆止阀附近应设有就地活动试验按钮，可以对各逆止阀进行就地活动试验。5、为了防止汽轮机返水，每道抽汽逆止阀后水平管段上应装设上、下壁温度，上下温差超限时报警。6、高排逆止阀前管道上应装设疏水罐，带水位报警并连锁打开疏水门排凝汽器。10.10发电机本体及附属系统设计1、发电机氢冷系统（含置换介质系统）及氢气压力自动控制装置能满足发电机充氢、补氢、排氢及中间气体介质置换工作的要求，能自动监测和保持氢气的额定压力，自动监测纯度及冷氢温度等。2、发电机氢冷系统为闭式氢冷循环系统。发电机氢冷系统及氢气控制装置的所有管道、阀门、有关的设备装置等采用不锈钢材料。并使布置便于操作、监视和维护检修。氢气系统密封阀宜为无填料密封阀。3、发电机定子水进入电机最后一道滤网禁止用不锈钢丝编织的网子，而应使用不锈钢板上钻孔（1.0mm）型式的滤网。定子水管道应设置短路冲洗管道和反冲洗管道。4、氢气进入发电机前和在运行中必须干燥，设置高效氢气干燥器，设有氢气湿度在线监测装置、氢气纯度分析仪。5、为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。6、发电机两侧氢气冷却器冷却水流量分别由两个阀门站分别控制，氢气冷却器进出水管路应对称布置。7、发电机设置简单可靠的氢气和二氧化碳（氮气）置换装置。8、发电机定子冷却水系统为闭式循环独立水系统，采用集装式结构。系统设置完善的压力、温度、流量自动控制装置及保护装置。9、发电机补充氢气由全厂公用的制氢系统提供。制氢系统应采用中压制氢设备和干燥装置。制氢系统应实现自动检测及监视、自动运行、自动补氢功能，各种保护功能完善。10、在附近有充足的合格氢气供应的电厂可不设置制氢站，应设置补氢站外购氢气解决。11 水处理设备及系统11.1两台机组设置一套化学加药装置，设备集中布置。11.2炉水加药处理系统应实现全自动运行。加药泵应选用自动控制计量泵，泵本体部件、管路、阀门均应选用不锈钢材料。各类加药装置均应成套供应。11.3每台机组设置1套汽水集中取样装置，并配置相关的自动分析仪器仪表。汽水取样装置宜布置在两炉之间运转层，两台机组共用一个独立设置的汽水取样间。取样装置高温架部分应安排在离值班室较远的单独房间内。12 热工自动化12.1主厂房采用炉、机、电单元集中控制方式，两台机组设一个集中控制室。辅助车间采用相对集中控制方式，将相邻车间或同类工艺系统进行整合，分水、煤、灰（含脱硫）三个控制点。机组数量少于两台的项目，全厂宜设一个控制中心，即辅助车间的控制列入集中控制室。12.2电厂自动化程度的设想；应达到运行人员在集中控制室内通过操作员站，实现机组及辅助车间各种运行工况的管理。一台机组按1主2副运行人员岗位考虑。辅助车间根据控制对象内容，一个控制点按1主12副运行人员岗位考虑。12.3单元集中控制室和电子设备间宜布置在综合控制搂运转层标高。在单元控制室内布置机组操作员站、值长工作站、电气网络操作员站、辅助车间操作员站以及火灾报警控制盘、中央空调控制盘。单元控制室运行区面积按300平方米左右考虑。集中控制室应作效果图设计，充分考虑整体性、一致性，适宜机组运行值班员的需要。12.4应设计全厂自动化系统及其计算机网络硬件配置方案；厂级采用信息监控系统（SIS）和信息管理系统（MIS）。机组级采用分散控制系统（DCS）。电气厂用电公用部分在两台机组的DCS上均可控制。辅助车间采用可编程控制器（PLC）组成的控制系统，每个控制点集成一个网络，全厂辅助车间在集控室内集成一个总网。两台炉烟气脱硫系统采用一套DCS。测量与控制信号距离较远，布置上又较集中的场所宜采用远程I/O技术。用于控制和保护的输入输出信号应采用硬接线通信方式。12.5 DCS、PLC上实现监视、报警、控制及保护应用功能，具体控制子系统应根据机组特点和工艺要求确定，不考虑设置机组级自启停顺控功能。12.6汽轮机控制系统（DEH）、汽轮机监控仪表(TSI)、锅炉吹灰顺序控制等与本体密切的控制系统宜由主设备厂成套提供，其技术规范应统一设计、设备统一选型。12.7集中控制室内不设置大屏幕显示器，不设置常规监视仪表和报警光字牌。全厂设置一套闭路工业电视系统及一套火灾报警控制系统。12.8热工自动化的电缆设计应采用计算机辅助设计方式，包括电缆长度计算、电缆布线以及仪控设备坐标等设计。电缆不得裸露敷设，必须入桥架或穿管。12.9热工自动化设备SIS、MIS、DCS、PLC选型宜采用具有同类工程成熟经验的产品。逻辑开关及重要回路的执行器宜选择进口产品。12.10全场设置安全防护系统1套，报警装置放在单元控制室内，其功能包括火灾报警、消防联动、门禁、安全监视、火灾电话、广播等。13 电气设备及系统13.1 在电网规划允许条件下，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，并考虑扩展可能性。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。新建电厂不宜配置500/220kV或220/110kV联络变压器。对于分相式的主变压器，如机组数量超过4台以上，则应按两台主变配置一台备用相设计。母线接线方式：500kV可采用1个半接线或双母线接线，若机组台数多，而送出线路少（比例能达到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双分段接线。13.2 高压厂用工作变压器的设置应满足机组运行的需要。高压厂用启动/备用变压器的设置应满足全厂公用系统和机组启动/运行的需要。如果高压厂用工作变压器低压侧和高压厂用启动/备用变压器低压侧采用星形接线，其中性点应采用电阻接地，接地电阻值应根据所带负荷、短路电流水平及开关遮断容量统一考虑。13.3 500KV、220KV断路器宜采用瓷柱式SF6断路器，隔离开关选用水平伸缩式或垂直开启式。13.4 输变电设备外绝缘配置应以污秽区分布图为基础，并根据城市发展预测、设备重要性等，在留有裕度的前提下，选取绝缘子的种类、伞形和爬距。13.5 高压厂用电系统宜采用6KV一种电压、电阻接地方式。容量200KW以上电动机和所有低压厂用变压器宜由6KV高压厂用电系统供电。对于600MW机组，在采用电动给水泵时，可采用10KV一级电压。13.6 6KV配电装置合理布置于厂房内，通过共箱封闭母线分别接至高压厂用工作变压器和高压厂用启动/备用变压器。13.7 高压开关建议选用免维修、无污染、寿命长的中置式真空开关，应避免使用F+C（断路器+保险）形式的真空开关。13.8 6KV及以上电气设备均应加装防误闭锁装置。13.9 高压厂用电系统应选用成熟可靠的厂用快切装置。13.10 低压厂用电系统（除照明系统外）宜采用三相三线制、PC-MCC的供电方式。13.11 每两台300MW及以上机组应设置1台应急柴油发电机组，作为事故保安电源，接地方式与厂内其他低压系统一致。13.12 低压厂用配电装置分散设置在厂房内负荷中心。13.13 每台机组应装设1套交流不停电电源系统（UPS），为机组DCS系统及电气、热控、通讯、消防报警等重要负荷提供安全不间断的交流电源。每台机组应合理装设免维护直流蓄电池组和高频开关电源，供直流辅机、事故照明、控制、信号和保护用电。13.14 负荷变化幅度较大的主要传动辅机建议采用变频、变极等控制技术，以提高设备运行寿命、节省运行费用、减少检修维护工作量，实现节能增效的目的。主要变负荷转动辅机采用变频调速时，电机轴承、电缆及电机本体绝缘、风机（泵）型式等要适应变频的需要，防止轴承过热、风机喘振或抢风等现象的发生。同时辅机本身及相关系统设计应能满足机组RB功能的实现。13.15 发电机应采用自并励静态励磁系统，选用进口或国产优质产品。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。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。建议采用国外或国内优质产品，且其他电厂有运行经验的产品。3、励磁系统各设备、部件采取防尘、防振、降温措施。4、励磁变压器采用室内干式变压器。（建议考虑容量问题、运行温度问题、及高压试验标准等问题，且宜采用独立的保护装置。）5、励磁母线采用共箱封闭母线。13.16 发电机出线采用全链式离相封闭母线。发电机中性点接地方式为高电阻接地。13.17 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。线路、母线保护装置宜集中安排在保护小室，保护小室应装设空调，并保证防尘、防火，保护小室应单独配置2套直流系统和2路及以上的交流供电专线。13.18 电除尘器电气设备的控制采用专用的微机控制系统。13.19 发电机一变压器组、高压厂用变压器保护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,并相互独立；两套保护的直流、开入信号、操作箱及出口回路宜相互独立。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。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。应配置功能先进的故障录波器。200MW以上机组宜配置独立的机组故障录波器（宜具有发电机起动试验录波及分析功能）。13.20 电缆设计、选择、敷设应符合国家有关标准的要求。建议全部采用阻燃电缆，架空桥架或埋管布置，不采用电缆沟方式。13.21 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。13.22断路器及刀闸选型：在当地短路容量较大的地区，220kV及以上电压等级可按50kA考虑，母线及架构宜按63kA考虑。14 水工设施及系统14.1 采用工业节水技术1、在新（扩）建工程的系统设计和设备选型过程中，建议考虑采用工业节水技术和新型节水设备，力争实现全厂各类工业废水零排放。2、煤场和输煤系统冲洗污水采用集中处理并重复利用。3、除灰系统优先采用干除灰系统，如条件许可而采用水力除灰系统时，则宜采用浓缩除灰技术，并采取冲灰水回收重复利用措施。设备选型采用节水型产品。4、下炉膛及除渣用水应循环冷却、重复使用。5、工业污水及工业废水应按水质分级为各种水道，简单处理后，逐级供下一级使用。最终废水可供除灰系统或灰场喷洒使用，以期达到正常情况下全厂零排放。6、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。14.2 水工设施采用水务区域相对集中的布置方式，既考虑系统流程的合理性，也应考虑运行管理方便。14.3 在缺水地区或坑口建设发电厂，应优先考虑利用中水或煤矿排水。必要时，可采用空冷系统，但空冷系统方式及方案拟订，必须符合环境条件和建厂条件，应以尽量提高综合经济效益、降低投资为目的。15 辅助及附属设施15.1 新建电厂宜建设一座