节能技术监控设计选型监督

节能技术监控设计选型监督设计总的要求火电机组建设规划、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。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：分析评价依据；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；选取节能效果好、技术经济可行的节能技术和管理措施；项目能源消费量、能源消费结构、能源效率等方面的分析；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。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。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。火电机组设计性能指标的计算应按照GB50660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/T5153的有关规定。新建、扩建火电机组的设计供电煤耗不得高于GB21258和国家、地方最新规定的机组单位产品能耗准入值。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GB50660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%。主机设备及系统设计选型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。确定机组类型、容量、参数及匹配时，应满足以下要求：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；对干旱指数大于1.5的缺水地区，宜选用空冷式汽轮机组；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；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。汽轮机设备及系统选型应符合以下规定：选用的汽轮机技术条件应满足DL/T892的要求；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；汽轮机的背压应经优化计算后确定，并符合GB50660的有关规定。在燃料资源匮乏地区，可适当降低汽轮机背压；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；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；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；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GB50660的规定，给水泵的技术条件应满足JB/T8059的要求。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。湿冷凝汽器宜装设胶球清洗装置，其技术条件应满足DL/T581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，应设置凝汽器检漏装置。凝汽器的抽真空设备选型应符合GB50660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。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。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，风机应采用变频调速；挡风墙高度一般应与ACC蒸汽分配管管顶齐平。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。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。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。锅炉设备及系统选型应符合以下规定：锅炉应优先采用煤粉炉。当燃用洗煤副产物、煤矸石、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。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。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/T831、DL/T5240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。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。对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/T831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。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GB50660、DL/T466、DL/T5145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。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。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。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。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/T468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/T4358的规定。锅炉空气预热器的选型设计应符合以下要求：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。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。空气预热器设计时应保证换热面积足够，并预留一定空间。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。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。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：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%；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%；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/T1127)、微油点火(参考DL/T1316)、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。锅炉机组燃油系统的供油泵宜加装变频调节装置，或单独增设小流量燃油循环泵，在燃油循环加热时使用，节约用电同时防止燃油过热。对缺水地区，可采用风冷式排渣系统，并严格控制漏风量。采用风冷式排渣系统时，应按设计和校核煤种对应的灰渣排量选取合适的风冷式排渣系统容量，既应保证对灰渣的冷却能力足够，又应避免漏风率超过设计值；风冷式排渣系统的进风门应有自动调节措施。煤粉炉的水冷式除渣系统冷却水应采用闭式循环系统。循环流化床锅炉宜采用水冷机械式冷渣器，其冷却水流量应有调节措施。循环流化床锅炉底渣的气力输送系统能耗大，且管道和设备易磨损，应慎重采用。锅炉各级受热面应设置有效的吹灰设施，吹灰器数量应与然用煤种的结渣特性相匹配，以有效防止受热面积灰、结渣。锅炉炉顶密封宜采用柔性密封技术。为避免出现运行中泵与风机的运行效率低、辅机耗电率高等问题，泵与风机的设计选型、配套及安全裕量选择应合理，应通过技术经济比较，选择效率高、性能优异的辅机；对负荷变化较大或需要变速运行的水泵和风机应采用变频调速或双速技术以降低能耗。电气设备及系统选型应符合以下规定：变压器应选用高效、低损耗型产品，其铁芯宜选用高导磁优质冷轧硅钢片，线圈宜采用优质无氧铜线。应合理选择变压器阻抗，在满足短路水平的情况下，宜采用低阻抗变压器。根据变压器的容量尽可能选用自然冷却变压器，以节约用电和减少变压器故障。主变压器应布置在主厂房外靠近发电机出线的位置，尽可能缩短封闭母线长度。高压厂用变压器(启备变)应尽可能布置在距高压厂用配电装置近的位置，与高压厂用配电装置的连接宜采用共箱母线或离相小母线。选择低压厂用变压器接线组别时，宜选用一侧星形、一侧三角形接线，以减少三次谐波污染引起的损耗及功率因数的降低。基层企业照明系统应经过优化设计。照明电源线路应采用三相四线制供电，宜使三相照明负荷对称；应选用合适的照明方式和光源类型(如发光二极管LED)；合理配置开关，保证运行人员在不需要大面积照明的情况下，可以有选择的开、关灯具；用于公共场所的开关应采用电子调光器、延时开关、光控开关、声控开关或感应式开关；对灯具悬挂比较高的场所，如高大厂房、露天工作场所、一般照明及道路照明，应采用高压钠灯、金属卤化物灯或外镇流荧光汞灯；在悬挂高度较低的场所，应采用节能荧光灯或小功率高压钠灯，不宜采用白炽灯。只有在开合频繁或特殊需要时方可使用白炽灯；路灯可采用洁净能源，如太阳能等。环保设备及系统设计选型除尘、脱硫、脱硝等环保设备及系统的设计选型应经过详细的技术经济比较，尽量减少其对全厂经济性指标的影响。除尘系统设计时应满足以下要求：在煤种适宜时，宜选用静电除尘器。有条件时应采用低温静电除尘器系统。在电除尘器选型时应优先采用成熟可靠的节电技术，以降低耗电率。除尘器的设计应留有足够裕量(如增加电场数和增大比集尘面积)，以保证满足环保对烟尘排放浓度的要求及可能的节电优化运行调整。应优化除尘器出入口挡板走向，设置导流板，使各除尘器入口烟气量均匀、气流分布均匀，以减小系统阻力。除尘器采用露天布置时，除尘器灰斗应采取防结露措施；对严寒地区，除尘器设备下部应采用封闭布置。对湿法脱硫系统，设计时应满足以下要求：对于大直径脱硫塔，应优先考虑带有气流均布设备的塔型；为降低吸收塔高度，可优先采用变径塔和“斜切式”吸收塔入口烟道形式。设计吸收塔时，应充分考虑吸收塔的流速选取与浆液循环泵流量的关系，使其处于较低电耗。脱硫浆液循环泵和氧化风机选型及裕量选择应符合GB50660的规定，应保证在低负荷运行条件下具有良好的经济性。吸收塔石膏浆液排出泵、石灰石浆液泵宜采用变频调速泵，以在负荷改变或煤种含硫量变化时降低耗电率。设计烟道时应设置必要的导流板，以降低烟道局部阻力损失；烟道弯头尽量采用缓转弯头，降低弯头的阻力损失。脱硫增压风机宜与引风机合并设置。脱硫系统设计时应尽量取消烟气加热器（GGH），并考虑回收进入脱硫塔前烟气余热，如用于加热凝结水、锅炉送风等。对于海水法脱硫装置，应设计循环水泵至海水脱硫曝气系统的旁路管道，以利于冬季工况的经济运行。在技术合理可行的前提下，应降低吸收塔海水进口的高度，以降低海水升压泵的扬程和耗电率。脱硝系统设计时应满足以下要求：脱硝系统烟道设计应进行流场优化计算，保证烟气流场分布均匀，以减小脱硝系统阻力；应对氨喷嘴的布置、型式进行优化设计，以提高喷氨均匀性。脱硝催化剂的型式和种类应根据烟气特性、烟气含尘量、灰特性等因素合理选择，应尽量减小系统阻力。脱硝系统设计氨逃逸浓度根据燃煤含硫量进行控制，氨逃逸率应小于3ppm。脱硝系统应有防止大粒径灰进入脱硝反应器的措施，并应设置吹灰设施。燃料设备及系统设计选型燃煤企业燃料系统应进行综合优化设计，在保证安全、可靠的前提下，应尽量减少运距和转运环节，以降低耗电率。当条件允许时，厂内输送系统应具有从卸煤装置直通煤仓间的功能，避免所有来煤必须经过煤场二次转运。燃煤企业卸煤设施设计时宜留有适当的裕度。贮煤设施的型式及设计容量应综合厂外运输方式、运距、气象条件、煤种等因素确定。对多雨地区(年平均降雨量大于等于1000mm)宜设置干煤贮存设施(干煤棚)。燃料设计中应考虑配煤掺烧的要求。输煤系统中应设置筛、碎设备(或预留装设的位置)，筛碎后的燃煤粒度应符合入炉煤采样装置要求。对于循环流化床锅炉，当输煤系统中一级破碎不能满足要求时，应设置两级破碎。输煤系统中的煤斗、落煤管设计应符合DL/T5145的要求，并考虑配备必要的防堵煤装置。基层企业应装设入厂煤和入炉煤的计量装置，并应配备适宜的校验装置，建议配备实物校验装置。基层企业应装设入厂煤和入炉煤的机械取样装置。其他辅机设备及系统设计选型燃煤火电发电机组在设计时，应设置足够的热力试验测点(可参照附录D)，以保证机组热力性能试验数据的完整、可靠。设计联络会期间，性能考核试验单位应及时提出有关性能试验所需条件的各项技术要求，并由项目建设单位负责组织落实。火电机组设计阶段应进行保温设计，保温层结构及材料选择应符合DL/T5072的要求。空压机室宜全厂集中设置，应优先选用大容量空压机。为满足日常节能检测的要求，应安装飞灰取样器。蒸汽门、减温水调门、疏水阀门等阀门应选用质量过关的产品，防止热力系统内漏、外漏。热力系统主要疏、放水（汽）阀门及减温水调门设计时应在阀门后设置温度测点，以有效监视内漏情况。热力、烟风等系统的管道应经过优化设计，合理布置(如适当增大管径、缩短长度、减少弯头、尽量采用大曲率半径弯管和斜三通等)和选择流速，烟风系统管道宜选用圆形管道，以降低阻力、提高机组经济性。汽水管道附件的选择应尽量采用焊接形式，特别是真空系统，避免漏水、漏汽(气)损失。对锅炉等设备的疏水排汽应尽量采用扩容后回收其能量。超临界锅炉启动疏水在水质合格时，一部分可排到除氧器，回收其热量及工质；亚临界锅炉排污系统中连排扩容器的排汽应排向除氧器，以减少工质和热量损失。其他辅助系统中的转动设备电动机、变压器应选用高效节能产品，并根据需要配备变频器，以降低系统耗电率。节水设计基层企业的节水设计应遵守国家现行法律、法规和标准，节水工作的开展及管理应满足GB/T7119、DL/T783和集团公司节水管理的基本要求。设计中应对发电厂的各类供水、用水、排水进行全面规划、综合平衡和优化比较，以达到经济合理、一水多用、综合利用，提高复用水率，降低全厂耗水指标，减少废水排放量，排水符合排放标准等目的。工程可行性研究报告中应提出节约用水的原则性技术措施，初步设计文件中应提出节约用水的