中国华电集团公司火力发电工程设计导则

中国华电集团公司火力发电工程设计导则

火力发电工程设计导则

（B版）

中国华电集团公司

2015年6月北京

中国华电集团公司

火力发电工程设计导则

（B版）

批准部门：中国华电集团公司

中国华电集团公司

前言

《中国华电集团公司火力发电工程设计导则（A版）》（以下简称“导

则（A版）”）自2005年7月颁布后已执行十余年。近年来随着国家火电项

目产业政策的变化，新的《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660-2011）、

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）、《煤电节能减排升级与改

造行动打算（2014—2020年）》等连续印发，电力行业新技术、新设备持续

进展，集团公司的火电工程建设目标也转变为建设“安全优质、高效环保、

指标先进、竞争力强”的电厂，2015年又提出了更高的“三同领先”要求,

为主动响应这些变化和要求，更好的指导火电项目开展初步设计及优化工

作，在总结导则（A版）实施体会教训的基础上，集团公司于2013年3

月启动对导则（A版）进行修编。2013年10月完成导则修编的征求意见稿,

2013年11月集团公司有关部门及二级机构进行了内部评审，2014年2月

托付电力规划设计总院进行了全面的评审，至2015年5月全面完成了《中

国华电集团公司火力发电工程设计导则（B版）》（以下简称“导则（B版）”）

的修编工作。

本导则共分21章。要紧技术内容有：总则，厂址选择，总体规划,

机组选型，主厂房区域布置，运煤系统，锅炉设备及系统，除灰渣系统，

烟气脱硫系统，烟气脱硝系统，汽轮机设备及系统，水处理系统，信息系

统，外表与操纵，电气设备及系统，水工设施及系统，辅助及附属设施，

建筑与结构，采暖通风，环境爱护，劳动安全职业卫生。

本导则由中国华电集团公司火电产业部归口治理，由华电技术经济研

究院负责具体内容讲明。执行过程中如有意见或建议，请及时反馈华电技

术经济研究院，以便今后修订时参考。

目录

1总贝U-0-

2厂址选择-3-

2.1差不多规定-3-

2.2厂址自然条件-4-

2.3建厂资源条件-7-

2.4国家及地点环境爱护政策-11-

2.5发电厂选址其他要求-12-

3总体规划-13-

3.1差不多规定-13-

3.2厂区外部规划-14-

3.3厂区规划及总平面布置-15-

4机组选型-18-

4.1机组参数-18-

4.2机组选型-20-

4.3主机容量匹配-23-

5主厂房区域布置-24-

5.1差不多规定-24-

5.2汽机房及除氧间布置-24-

5.3煤仓间布置-25-

5.4锅炉布置-26-

5.5集中操纵室和电子设备间布置-27-

5.6烟气脱硫设施布置-27-

5.7烟气脱硝设施布置-28-

5.8爱护检修-28-

6运煤系统-30-

6.1差不多规定-30-

6.2卸煤设施-30-

6.3贮煤场及其设备-32-

6.4带式输送机系统-35-

6.5筛碎设备-36-

6.6混煤设施-36-

6.7循环流化床锅炉运煤系统-37-

6.8运煤系统辅助设施-37-

6.9入厂煤入炉煤计量及采制化设施-37-

7锅炉设备及系统-43-

7.1锅炉设备-43-

7.2煤粉制备-44-

7.3烟风系统-47-

7.4点火、助燃油系统及锅炉辅助系统-49-

7.5启动锅炉-49-

7.6循环流化床锅炉系统-50-

7.7进口配套产品和阀门-50-

8除灰渣系统-52-

8.1差不多规定-52-

8.2除渣系统-52-

8.3除灰系统-54-

8.4干灰分选系统-56-

8.5石子煤处理系统-56-

8.6循环流化床锅炉除灰渣系统-56-

8.7厂外干灰渣输送系统-57-

8.8除灰渣系统辅助检修设施和防护设施-57-

8.9除尘设备-58-

9烟气脱硫系统-61-

9.1差不多规定-61-

9.2吸取剂制备系统-62-

9.3二氧化硫吸取系统-64-

9.4烟气系统-66-

9.5脱硫副产品处置系统-67-

9.6脱硫系统设备进口范畴-68-

10烟气脱硝系统-69-

10.1差不多规定-69-

10.2选择性催化还原烟气脱硝(SCR)工艺-70-

10.3选择性非催化还原烟气脱硝(SNCR)工艺-74-

11汽轮机设备及系统-76-

11.1汽轮机设备-76-

11.2主蒸汽、再热及旁路系统-76-

11.3给水及除氧系统-77-

11.4凝聚水系统-80-

11.5辅机冷却水系统-81-

11.6供热式机组的辅助系统和设备-81-

11.7进口配套产品和阀门-82-

12水处理系统-84-

12.1差不多规定-84-

12.2锅炉补给水处理-85-

12.3汽轮机组凝聚水精处理-92-

12.4热力系统的化学加药-93-

12.5热力系统的水汽取样及监测-94-

12.6冷却水处理-94-

12.7热网补给水及生产回水处理-96-

12.8制氢和供氢-96-

12.9废水处理及回用-98-

13信息系统-100-

13.1差不多规定-100-

13.2信息系统总体规划-100-

13.3厂级监控信息系统-101-

13.4治理信息系统-102-

13.5视频监视系统-103-

13.6视频会议系统-104-

13.7门禁治理系统-104-

13.8培训仿真机-104-

13.9信息安全-105-

14外表与操纵-106-

14.1差不多规定-106-

14.2自动化水平-106-

14.3操纵方式-107-

14.4集中操纵室和电子设备间•107-

14.5检测与外表-108-

14.6报警-109-

14.7机组爱护-109-

14.8开关量操纵-111-

14.9模拟量操纵-111-

14.10机组操纵系统-112-

14.11辅助车间操纵系统-115-

14.12外表与操纵系统选型-116-

14.13操纵电源和气源-116-

14.14外表与操纵系统进口范畴•117-

15电气设备及系统-118-

15.1发电机与主变压器-118-

15.2电气主接线-119-

15.3要紧电气设备选择-122-

15.4厂用电系统-124-

15.5电气设备布置-128-

15.6直流系统及交流不间断电源•129-

15.7励磁系统-131-

15.8电气监控及继电爱护系统-131-

15.9照明系统-132-

16水工设施及系统-133-

16.1水务治理-133-

16.2供水系统-135-

16.3取排水建筑物-137-

16.4空冷系统-138-

16.5湿式冷却塔-141-

16.6给水和废水排放-142-

16.7贮灰场-142-

16.8水工专业试验-144-

17辅助及附属设施-145-

17.1差不多规定-145-

17.2辅助生产系统-145-

17.3辅助建筑-146-

17.4附属建筑-147-

17.5辅助及附属建筑物建筑装修标准-149-

18建筑与结构-151-

18.1差不多规定-151-

18.2建筑设计-152-

18.3主厂房结构-154-

18.4地基与基础-155-

18.5直截了当空冷构筑物-157-

18.6烟囱及烟道结构-157-

18.7运煤建（构）筑物-158-

18.8主厂房及集中操纵室建筑装修标准-159-

19采暖、通风和空气调剂-161-

19.1差不多规定-161-

19.2主厂房采暖、通风-161-

19.3主厂房空气调剂系统-162-

19.4制冷站-163-

19.5采暖加热站-164-

19.6厂区管道-164-

19.7运煤系统采暖通风除尘-164-

19.8厂外取水和灰场建（构）筑物采暖通风空调-165-

19.9脱硫、脱硝建筑通风空调除尘-165-

20环境爱护和水土保持-167-

20.1差不多规定-167-

20.2大气污染防治-167-

20.3废水利用及排放-168-

20.4厂区噪声污染防治-169-

20.5灰渣污染防治和综合利用-169-

20.6清洁生产和总量操纵-170-

20.7水土保持-170-

20.8环境爱护治理和监测-171-

21消防、劳动安全与职业卫生-172-

21.1消防-172-

21.2劳动安全-172-

21.3职业卫生-173-

1总贝I]

1.0.1本导则适用于中国华电集团公司系统（以下简称：集团公司）及

其全资、控股公司投资新建或扩建的国内燃煤火力发电工程，由集团公司

投资建设、采纳中国设计标准的境外燃煤火电工程可参照执行。

1.0.2本导则适用于汽轮发电机组容量为300MW〜1000MW级、蒸汽初

参数为亚临界及以上、采纳直截了当燃烧方式、要紧燃用固体化石燃料的

火力发电工程设计。

1.0.3本导则以建设“安全优质、高效环保、指标先进、竞争力强”的

发电厂为原则，以贯彻国家、行业治理标准和规定，提倡先进、成熟、可

靠的设计技术，注重节能减排、优化设计、操纵造价为指导思想进行编制。

1.0.4本导则遵循、执行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》（GB

50660）的要紧技术原则，并符合国家、行业现行有关标准的规定。

1.0.5本导则充分体现集团公司治理要求及节能减排、技术创新和设计

优化、生产技改等方面的成果。将《中国华电集团公司火力发电工程节能

设计导则》、《中国华电集团公司火力发电工程设计优化指导意见》、《中国

华电集团公司燃煤火电工程建设技术创新及节能减排设计优化实施意见（B

版）》及脱硫、脱硝、煤样采制及监督等设计导则、规范的内容融进本导则

的有关章节。

1.0.6本导则以指导初步设计为主，适当向前期和施工图设计两头延

伸。前期时期要紧对厂址选择（查明厂址自然条件，落实建厂资源条件）

和厂内、外总体规划（外部配套工程）提出指导意见，施工图时期要紧对

关系经济性、安全性的设计环节提出指导意见。

1.0.7本导则对初步设计文件编制的总体要求是：以嫌设三同领先”

（同时期、同区域、同类型中处于领先水平）电厂为设计目标，适应火力

发电厂“超低能耗、超低排放”的进展要求，选取的工艺系统和设备应可

靠、高效、简单、有用，减少备用，确定的设计参数应合理准确，设计余

量应进行优化，幸免叠加。

1.0.8初步设计时期，符合以下原则的设计方案应由设计单位编制专题

报告：

1《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660）无现行规定或突破现行

规定的设计方案。

2采纳新工艺、新设备、新材料和新结构的设计方案。

3由于工程项目专门建设条件需要进行论证的设计方案。

4集团公司专门提出要求进行论证的设计方案。

1.0.9对执行超低排放的机组，环保设施的设计应遵循以下原则：按照

煤源供应及煤质情形，按照协同治理的原则统筹考虑锅炉本体、脱硫、脱

硝及除尘装置的性能，通过对各处理装置性能的整体优化，提升各装置间

的协同处理能力，高效联合脱除污染物，达到高效经济、达标稳固排放。

1.0.10对执行超低排放的机组，宜按以下原则实施建设：

1炉后“环保岛”采纳整岛EPC建设模式，统筹考虑烟气要紧污染

物的协同脱除，减少设计及治理接口，减少占地面积，降低造价及运行能

耗。

2炉后环保设施建设时，应按脱硫装置后（湿式电除尘前）烟尘达

到10或5mg/Nm3排放浓度的原则招标、建设除尘、脱硫等环保设施。同

时设计预留建设湿式电除尘的条件，或建设湿式电除尘（环评要求必须时）。

1.0.11本导则涉及的主体工程设计招标宜从可行性研究至竣工图时期

一次性进行，按照工程实际分时期生效或全部生效。

1.0.12因煤源季节性减产、天气（如冰冻等）、运输等缘故，电厂的贮

煤场容量需超出本导则规定时，应在环评报告上报及可研内审之前编制专

题论证报告，并在可研收口时审定。

1.0.13可研、初设、施工图设计均须全面落实环评报告及环评批复意

见中关于发电厂除灰渣（含设备型式）、脱硫、脱硝、中水利用（如有）及

废水排放、噪声操纵、贮灰场及灰渣综合利用、贮煤场封闭型式及容量、

地下水爱护及观测等方面的有关要求，以确保项目竣工环评验收顺利通过。

1.0.14本导则未作规定的内容应按《大中型火力发电厂设计规范》（G

B50660）和国家、行业现行有关规范、标准的规定执行。

1.0.15本导则不包括工程概算的内容。编制工程概算时应遵循、执行

国家和行业现行有关标准的规定，并与当期《火电工程限额设计参考造价

指标》作对比分析。

1.0.16本导则实行动态治理。集团公司将按照工程使用中的反馈意见

及时组织补充、修正和完善，以满足工程设计治理需要。

2厂址选择

2.1差不多规定

2.1.1发电厂厂址选择应按初步可行性研究（规划选址）和可行性研究

（工程选址）两个时期进行。

2.1.2规划选址应以中长期电力规划为依据，在特定区域或跨区域较大

范畴踏勘厂址的基础上，择优举荐出两个或以上的可行厂址作为开展可行

性研究时期的厂址方案。

2.1.3工程选址应在规划选址时期择优举荐厂址的基础上，对两个及以

上的厂址进行同等深度的全面技术经济比较，提出举荐厂址。

2.1.4供热发电厂选址可按照地点政府供热规划、热电联产规划和都市

建设规划提出的厂址，在充分论证其可行性的基础上可不要求2个及以上

厂址进行技术经济比较后确定。

2.1.5坑口发电厂和煤电一体化电厂选址应结合矿区总体规划合理进

行，发电厂厂址宜靠近明确的矿区工业广场以简化燃煤厂外运输系统和减

轻燃煤运输对当地的阻碍。

厂、矿统一规划应符合下列规定：

1发电厂应优先使用矿井排水作为补给水水源，不足部分再利用

其它水源。

2发电厂贮煤场宜考虑与煤矿合并设置。

3发电厂宜利用废矿坑作为贮灰场。

4发电厂与煤矿集煤点运距不大于8km时，宜采纳带式输送机运

煤。

5发电厂宜统一考虑煤矿用水、用电、用汽、生活污水处理、通

讯等设施，以及与电厂生产有关的辅助设施。

2.1.6港电一体化电厂应充分利用港区煤炭储运设施，原则上电厂不再

设贮煤场。

2.1.7发电厂厂址选择应贯彻国家节约集约用地和生态与环境爱护的

差不多国策，厉行节约土地资源和爱护环境。电厂厂址应尽量利用荒地和

劣地。爱护森林和植被，保持水土及生态平稳。减少土石方量、减少拆迁

量、减少搬迁人口。

2.1.8发电厂厂址选择应贯彻建设环境友好型社会的国策。正确处理与

厂址周边城镇、工矿企业、农业、国防和人民生活等各方面的关系，并应

符合下列规定：

1除热电联产项目外，原则上不得在大中都市的建成区及规划区

新建燃煤电厂。

2发电厂厂址和贮灰场位置宜选择在城镇或居民区常年最小频率

风向的上风侧。

3发电厂厂址应具有足够的环境容量和较好的污染物排放条件。

4发电厂厂址无法躲开机场（民用、军用）时，厂址和机场的距

离应满足机场侧净空和端净空的要求，侧净空和端净空应按照机场的性质

和等级确定。

5发电厂厂址与核电厂、化工厂、炼油厂、石油或天然气储罐、

低中放射性废物处置场、核技术利用放射性废物库等潜在危险源之间的距

离应执行《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660）的规定。发电厂和其

他工业企业厂址毗邻时，应和谐双方排出的废气、废水、废渣，幸免相互

阻碍。

6发电厂厂址与居民区的防护距离不宜小于250m,直截了当空冷

机组的空冷平台边缘距居民集中区不宜小于300m,并应按照环境特点满足

规定类不的厂界噪声排放标准要求。

2.1.9发电厂厂址选择应研究厂址（含灰场）自然条件，如区域地质、

工程地质、水文地质、地势地貌、水文气象、环境本底等，以便确定厂址

建设的可行性；厂址选址应研究建厂资源条件，如燃料供应、土地性质、

水源供给、交通运输、送出条件、环境总量等，以便确定电厂建设和运营

的可行性。

2.1.10宜在坑口、路口、沿海、临江、特高压电网送出端选择大型火

力发电厂厂址。

2.2厂址自然条件

2.2.1发电厂厂区场地标高及防洪标准应执行《大中型火力发电厂设计

规范》（GB50660）的规定、符合表2—1的要求。

表2-1火力发电厂厂区防洪标准

火力发电厂等级规划容量（MW）厂区防洪标准（重现期）

I>24002100、200年一遇的高水（潮）位

11400〜2400>100年一遇的高水（潮）位

III<400>50年一遇的高水（潮）位

注：I级火力发电厂中对位于广东、广西、福建、浙江、上海、江苏、

海南风暴严峻的滨海火力发电厂，取200年一遇；其中江苏省包括长江口

至江阴的沿长江江岸电厂。

执行表2-1的防洪标准时应符合下列规定：

1当场地标高低于设计高水（潮）位时，或场地标高虽高于设计

高水（潮）位，但受波浪阻碍时，厂区必须有防洪围堤或其他可靠的防洪

设施：

对位于海边的发电厂，厂区应当设置防洪堤或采纳其他可靠的防洪设

施，并应符合下列规定：

1）对位于滨海的火力发电厂，其防洪堤的顶标高应按设计高水

（潮）位加50年一遇波列、累计频率1%的浪爬高和0.5m的安全超高确定。

经论证，在保证越浪水量对防洪堤安全无阻碍，且堤后越浪水量排泄畅通

的前提下，堤顶标高确定时可承诺部分越浪，并宜通过物理模型试验确定

堤顶标高、堤身断面尺寸、护面结构。

2）对位于江、河、湖旁的火力发电厂，其防洪堤的堤顶标高应

高于设计高水位0.5m；当受风、浪、潮阻碍时，应再加50年一遇的浪爬高。

2在有内涝的地区建厂时，防涝围堤堤顶标高应按100年一遇的

设计内涝水位加0.5m的安全超高确定。当100年一遇的设计内涝水位难以

确定时，可采纳历史最高内涝水位；如有排涝设施时，应按设计内涝水位

加0.5m的安全超高确定。

3对山区发电厂，应按100年一遇设计洪水采取防、排洪措施。

4发电厂位于水库下游且水库防洪标准低于电厂防洪标准或水库

为病险水库时，在水库溃坝形成的洪水对厂区产生阻碍的情形下，应采取

相应的工程措施。

5防、排洪设施宜在初期工程中按规划容量一次建成。

2.2.2发电厂厂址选择应分析厂址所在区域的地质、地震条件，评判厂

址稳固性。建设场地的地震动参数的确定应符合《中华人民共和国防震减

灾法》和有关地震安全性评判治理文件的要求。一样工程的地震动参数可

按照《中国地震烈度区划图》（GB18306）确定。对位于动参数区划分界线、

地震研究程度和资料详细程度较差的边远地区、工程地质条件复杂区域的

工程应托付有资质的单位进行地震安全评判工作，对已完成地震安全评判

的厂址，建设场地的地震动参数应按照地震主管部门对地震安全性评判报

告的批复意见采纳。地震安全性评判工作宜针对厂址一次完成，不宜分期

单独进行。

地震动峰值加速度与地震差不多烈度的对比关系如表2-2所示。

表2-2地震动峰值加速度与地震差不多烈度的对比表

地震动峰值加速度g(0.050.050.10.150.20.3>0.4

地震差不多烈度667788>9

2.2.3发电厂厂址选择应开展工程地质调查和勘探。初步可行性研究

（规划选厂）时期，应以收集、分析已有资料和现场踏勘、调查为主，必

要时进行少量勘探、试验工作，初步分析拟选厂址的稳固性和工程地质条

件，评判厂址的适宜性。可行性研究（工程选厂）时期，应针对性地采工

程地质测绘、勘探、原位测试和室内试验等手段，对厂址稳固性作出最终

评判，查明厂址的工程地质条件和要紧岩土工程咨询题。对厂区总平面布

置和要紧建（构）筑物的地基基础方案优化提出建议。

2.2.4发电厂厂址选择应避让全新活动断裂，其安全距离应按照活动断

裂的等级、规模、产状、性质、覆盖层厚度、地震动峰值加速度等因素综

合确定。发电厂厂址不宜选择在差不多地震动峰值加速度大于等于0.4g、

地震差不多烈度大于等于IX度的区域。发电厂厂址应躲开岩溶、滑坡、泥

石流和采空区等不良地质作用和地质灾难强烈发育的区域。确实无法躲开

时，应按照地质灾难危险性评估结论，采取相应的防范和治理措施。发电

厂厂址宜选在较平坦的坡地、丘陵、山前平原、山间凹地、河间地块或冲

击平原、构造平原上。

2.2.5发电厂厂址选择应躲开重点自然爱护区、生态爱护区、湿地、人

文遗址、军事区，也应躲开具有重要开采价值的矿藏或矿藏采空区。

2.2.6发电厂厂址选择应查明气象条件，给出厂址气象要素特点值、绘

制风玫瑰图。对直截了当空冷机组，专门在厂址用地受限情形下，应重点

研究夏季风频，优化空冷岛的布置设计。

2.2.7发电厂厂址选择应进行地表水文研究，对厂址所在流域和周边地

表水体的丰年和枯年径流，拦蓄设施的特点参数，厂址内涝、洪水、潮位、

波浪，取排水口的河床、岸滩演变等要紧水文要素提出分析结论，举荐发

电厂用水水源。初步可行性研究（规划选厂）时期宜以收集资料和现场踏

勘为主进行估算和定性分析。可行性研究（工程选厂）时期应通过运算、

定量分析或托付评判，量化气象参数和水文要素。

2.2.8发电厂厂址位于承诺开采地下水的地区时，应进行水文地质研

究。通过水文地质资料确定地下水储量、补给量和可采量。在初步可行性

（规划选厂）时期宜以收集资料进行分析为主，必要时应编制水文地质初

勘报告。在可行性研究（工程选厂）时期，应进行水文地质勘探、抽水试

验等工作，量化水源地位置、范畴、水文地质条件、地下水资源量和承诺

开采量。

2.3建厂资源条件

2.3.1发电厂厂址选择应重点研究水源。发电厂水源必须落实可靠，并

应考虑水利、水电规划对水源变化的阻碍。关于直流供水的发电厂厂址，

应考虑进排水对水域航运、环境、生态和都市生活用水的阻碍。发电厂水

源应符合下列规定：

1发电厂水源应在厂址一定范畴内落实。循环供水系统的补给水

源与厂址的距离不宜超过50km。直流供水系统水源的压力输送管路长度不

宜超过1.5km,总扬程不宜超过25mo

2发电厂水源不管是取自地表江、河水体、已建水库、闸上或不

闭塞湖泊、闭塞湖泊、滨海与潮汐河口，在发电厂本期及规划容量下，都

应满足频率为97%的设计枯水年份用水保证率的要求。

3发电厂取水口应位于岸滩稳固地段，泥沙、杂物、冰凌、草木

和回流的阻碍。

4发电厂水源取自水库时，大坝应满足不低于100年一遇设计、1

000年一遇校核的防洪标准，否则应采取其他工程措施保证发电厂安全用

水。

5发电厂水源取自都市自来水时，自来水厂的供水规模，对发电

厂的供水能力、净化能力、输送能力应满足发电厂本期及规划容量用水要

求。

6发电厂水源取自都市再生水时，都市污水处理厂的供水规模，

对发电厂的供水能力、供水水质、输送能力应满足发电厂本期及规划容量

用水要求。都市再生水属于不稳固水源，发电厂应另设备用水源。备用水

源的供水能力应视都市再生水源的可靠程度及其他工程条件确定。

7发电厂水源取自矿井排水时，矿井排水量、补给方式、补水量,

对发电厂的供水量等参数，应采纳煤矿勘测设计部门的结论，不足时应进

行补充勘探。矿井排水供给发电厂的水量应满足电厂本期及规划容量用水

要求。矿井排水属于不稳固水源，需要时发电厂应适当考虑设置设备用水

源。备用水源的供水能力应视矿井排水水源的可靠程度及其他工程条件确

定。

2.3.2发电厂厂址选择应重点研究燃料供应。发电厂燃料必须可靠，其

来源和运输应满足以下要求：

1煤源与厂址的距离应尽量短，并符合煤电的合理流向。落实煤

源应包括煤矿名称、位置及所属行政辖区、企业隶属关系，煤种、煤价、

煤质，煤矿储量、产量、可供量等。煤矿对发电厂的供煤量及供煤年限应

在长期供煤合同中明确，满足本期及规划容量的用煤要求。

2煤质提出和审批应严格执行集团公司规定的操作程序。在可研

时期应编写煤源、煤质专题报告并提交集团公司审查批复。一经批复不承

诺变动，否则必须重新履行审批程序。关于多煤源供煤的厂址，各煤源、

煤质应分不予以落实。煤质确定应符合下列规定：

1）煤质资料必须由具备化验资质的单位出具，内容应准确、完

整。设计煤质应以实际采样为依据并考虑适当余地，其代表性应在70%以

±o煤质资料中应有煤尘中游离SiO2含量的测试数据。

2）可适当调高煤质的灰分和水分，但不应调整干燥无灰基挥发

分及空气干燥基水分。

3）硫分原则上不做调整，必须调整时应进行充分论证。初步设

计煤质中的灰分和硫分应满足环境阻碍评判报告书的批复要求。

4）坑口电厂应固定煤种。

5）运煤距离较远（超过1000km）的发电厂宜选用低位热值高于

21.0MJ/kg的动力煤。当有多个煤源可供选择时，宜结合煤质（要紧是挥发

分、灰分、硫分和结渣特性）与锅炉选型进行双向优化。

6）不宜将煤质相差悬殊的无烟煤与烟煤、褐煤，贫煤与褐煤的

混合煤作为设计煤质。

7）校核煤种与设计煤种不宜相差过大，除了煤的燃烧特性和结

渣特性外，还应同时考虑煤种研磨特性（煤的可磨性系数及磨损指数）对

燃烧系统所产生的阻碍。

8）煤质容许变化范畴见表2.3.1。

表2.3.1煤质承诺偏差变化范畴

煤质干燥无灰基收到基灰分收到基水分收到基低位发灰熔点

挥发分VdafAarMar热量Qnet.ar

变形温度DT

无烟煤-1%±4%±3%±10%承诺低50"C；

软化温度ST

承诺低8%

低挥发无烟煤±5%±5%±4%±10%

高挥发分烟煤±5%+5%,-10%±4%±10%

褐煤±5%±5%±7%

注：表中挥发分、灰分、水分及变形温度DT为与设计值的绝对偏

差；发热量、软化温度ST为与设计值的相对偏差值。

3发电厂的燃料运输方式、运输路径、运输能力等应符合下列规

定：

1）铁路运输时，应托付和研究沿线区段和车站能否满足电厂规

划容量时的运输能力，并与铁路部门协商解决扩改方案。接轨站和铁路专

用线的可行性研究工作应同电厂可行性研究工作同步开展。

2）接轨站应尽量靠近厂址，并有利于专用线的引接。专用线不

应在国家铁路区间线路上接轨，不应切割接轨站正线，专门应严格操纵繁

忙干线和时速200km及以上客货混跑干线上建设专用线。确实需要时，应

采取两线立交的疏解方案。专用线路径宜短捷、幸免建筑大型桥梁、隧道

或与国家铁路干线交叉。专用线可与国家、地点铁路接轨，在条件承诺时

也可与其他工业企业的专用线接轨。

3）由装车地至电厂的运煤车宜采纳整列直达、路企直通的运输

方式，由铁路部门统一治理，在厂内卸车线按送重取空方式进行物资交接。

发电厂不宜设厂前交接站。

4）采纳铁路运输的矿区发电厂应第一考虑采纳矿区铁路运输。

5）当发电厂运煤列车不经国铁，仅在地点铁路或矿区铁路管辖

范畴内运行，且地点铁路或矿区铁路只承诺运输、不承诺配套车辆时，电

厂应自备一般敞车或底开车，但在运输协议中应保证电厂车辆不被调作他

用。

6）水路运输时，应按照船舶的吨位和泊位，选择岸滩稳固、水

流平缓、水域开阔、水深适当、淤积量小、地质良好的地段建设发电厂专

用煤码头。码头与航道建设应与规划、水利、交通与海事部门和谐，按发

电厂规划容量落实建设的可行性。专用煤码头向发电厂运煤宜采纳长胶带

输送机的方案。当发电厂利用公共码头运煤时，燃料运输应通过疏港公路

或铁路。当运距在5-8km之内时宜考虑长胶带输送机的方案。

7）发电厂与煤源间运距不大于50km时可采纳公路运输。运输宜

利用现有公路条件，局部不具备条件时应与地点政府和公路部门协商解决。

当需新建运煤道路时，发电厂只负责由卸煤作业区至与都市公路之间路段

的建设，其它道路新建、改建的设计和施工均由政府或有关部门负责，并

确保燃煤运输道路的畅通。专用运煤道路标准应和地点道路相和谐，并应

执行《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660）的有关规定。

8）铁路一水路、公路一水路或铁路一公路联运时，应分段予以

落实，并落实交接点燃料落地和重新起运的衔接方式。

2.3.3发电厂贮灰场选择应遵循节约集约用地、爱护自然生态环境的原

则，宜充分利用厂址邻近的塌陷区、废矿坑、山谷、洼地、荒地以及滩涂

地等作为贮灰场。贮灰场不应占用江河、湖泊的蓄洪、排洪区。贮灰场与

发电厂距离不宜超过20km。

2.4国家及地点环境爱护政策

2.4.1发电厂厂址选择必须贯彻、落实国务院颁发的《大气污染防治行

动打算》（环保国十条）及国家进展和改革委员会、环境爱护部、国家能源

局联合公布的《煤电节能减排升级与改造行动打算（2014-2020年）》（发改

能源（2014）2093号）文件要求。

2.4.2按照国家进展和改革委员会、环境爱护部《关于严格操纵重点区

域燃煤发电项目规划建设有关要求的通知》（发改能源（2014）411号）文

的要求，京津冀、长三角、珠三角（称重点区域）煤炭消耗总量要负增长，

北京市、天津市、河北省、江苏省、浙江省、上海市、广东省九地市内除

热电联产以外，应严格操纵建设燃煤发电项目。

2.4.3发电厂厂址选择必须符合项目所在地空气环境、水环境、声环境

的功能区划、海洋环境的功能区划。厂址原则上不得占用差不多农田、差

不多草原、沙化土地封禁爱护区，禁止在饮用水水源爱护区、自然爱护区、

有重要开采价值的矿藏区、名胜古迹和风景游玩区、文物爱护单位的爱护

范畴内选址。厂址应尽量躲开生态敏锐与脆弱区和社会关注区。

2.4.4《地表水环境质量标准》（GB3838）中I、II类水域和HI类水域

划定的爱护区、《海水水质标准》（GB3097）中的一类海域、生活饮用水源

地、风景名胜区水体、重要渔业水体和其他有专门经济文化价值的水体的

爱护区内禁止新建排污口。在爱护区邻近新建排污口，必须保证爱护区水

体不受污染。

2.4.5发电厂灰场场址选择应执行《一样工业固体废物贮存、处置场污

染操纵标准》（GB18599）的有关规定。灰场宜选在工业区和居民集中区最

小风频的上风向，场界距居民集中区宜在500m以外。灰场宜选用废弃的采

矿坑、塌陷区。灰场禁止选在江河、湖泊、水库最高水位线以下的滩地和

洪泛区，禁止选在自然爱护区、风景名胜区和其他需要专门爱护的区域。

灰场应躲开地下水要紧补给区和饮用水源含水层。天然基础层地表距地下

水位的距离不得小于1.5m。

2.5发电厂选址其他要求

2.5.1发电厂厂址选择应按规划容量考虑公共资源和公用系统。

2.5.2自然条件优越、建厂资源丰富、区域电力需求持久增长的厂址，

除按规划容量选址外，应在场地上预留再扩建的条件。

3总体规划

3.1差不多规定

3.1.1发电厂总体规划应贯彻《大中型火力发电厂设计规范》（GB5066

0）的原则和要求。

3.1.2发电厂总体规划应以发电厂本期规模和规划容量为依据，妥善安

排、合理统筹近期和远期工程的生产、施工、生活等诸项需求。总体规划

应在发电厂属地城乡建设规划及土地利用总体规划的指导下，以厂址自然

条件和建厂资源条件为基础，对电厂公共资源和公用系统进行统筹安排。

公共资源包括厂区、厂前区、施工区、生活区、水源地、贮灰、交通

运输网络等。公用系统包括供水系统（含取排水管线）、厂外输灰系统（含

灰渣管线）、热网系统（供热管网及换热站）、送出系统（含出线走廊）、化

学水处理系统等。

3.1.3发电厂总体规划应贯彻节约集约用地的方针，严格操纵厂区、厂

前建筑区、施工区用地面积，严格操纵取土和弃土用地。发电厂用地范畴

应按照规划容量和本期工程建设规模及施工需求统筹规划、分期征用。

3.1.4发电厂总体规划应结合厂址地势、地质条件，依据工艺流程的要

求合理布置主、辅厂房和设备。总体规划应有利于电厂生产、施工和扩建

需求，有利于处理厂内和厂外、生产和生活、生产和施工以及近期和远期

之间的关系。

3.1.5发电厂总体规划还应符合下列规定：

1厂区总平面布置应按功能要求分区。

2各功能分区内建筑物宜按照合理日照和风向进行紧凑布置。辅助生

产和附属生活建筑宜采纳联合布置和多层建筑。

3建筑物空间组织及建筑群体应与周围环境相和谐。

4煤电一体化或煤电联营电厂的贮煤场、运煤设施及辅助设施等宜与

矿区统一规划。

5应因地制宜进行厂区绿化规划，不应因绿化增加厂区面积。

6风沙较大地区的发电厂，可按照具体情形设置厂外防护林。

3.1.6发电厂建（构）筑物设计应符合防火等级要求。各要紧生产和辅

助生产及附属建（构）筑物在生产过程中的火灾危险性分类及耐火等级，

应符合现行国家标准《火力发电厂与变电所防火设计规范》（GB50229）和

《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660）的有关规定。

3.1.7发电厂分期建设时，对老厂生产、辅助生产及附属生活等设施的

利用和扩建，应按照集团公司“不拆不还、按需还建”的原则编制专题报

告进行论证。按需还建部分应按集团公司现行标准、结合工程实际进行优

化。

3.2厂区外部规划

3.2.1发电厂厂外设施包括交通运输系统、取排水建（构）筑物及其供、

排水管线、贮灰场和灰渣输送管线、供热管网、高压输送线路以及施工区

等。外部规划应按照发电厂规划容量，针对厂外条件和厂内有关工艺进行

统筹安排。

3.2.2发电厂外部规划应按照发电厂本期规模和规划容量进行，并应符

合下列规定：

1厂外交通运输系统包括运输燃料的铁路、公路、水路、码头以及大

件设备运输的码头，发电厂厂区和水源地、码头、灰场、取排水设施之间

的通行道路，取排水管线、灰渣管线的检修爱护道路等。对其运输能力、

功能范畴和建设标准应进行统筹规划。

2结合水源性质、取水地点的地势、地质特点和环保要求，对取排水

建（构）筑物及其供、排水管线的建设进行规划。对直流供水系统排水水

能利用进行规划。

3对贮灰场形式、容积，灰渣管线路径、占地，厂外灰渣处理设施建

设（含脱硫副产品）等进行规划。

4对供热（冷）管线占地、路径、敷设方式等进行规划。

5按照接入系统设计关于出线电压、回路数和方位的结论，对出线走

廊进行规划。

6对施工区包括的临时建筑、材料设备堆场、施工作业场所、道路、

临时用水、用电、用汽、通讯设施等占用的场地位置、面积、土石方量、

使用范畴和功能等进行规划。

3.3厂区规划及总平面布置

3.3.1发电厂厂区规划应以主厂房为中心，按照符合工艺流程的原则与

其他功能分区和辅助系统统筹布置。布置应紧凑合理、利于扩建，满足防

火、防爆、环境爱护、劳动安全、职业卫生等各项要求。厂前建筑宜集中

布置，便于与生产部门的联系。扩建发电厂宜充分利用原有场地及有关设

施。

平面规划布置宜结合厂区地势、地质条件，宜平行自然地势等高

线（或基岩）布置建（构）筑物。地质条件优良的地段应优先布置主厂房、

烟囱、水塔等大体量建（构）筑物。

在厂区总平面布置中，总图专业应与其他专业配合，遵循节约集约用

地、提升土地利用率的国策，优先采纳先进节地的技术和工艺布置。

3.3.2发电厂厂区应按照工艺流程及功能划分生产功能区和非生产功

能区。生产功能区包括主厂房区、高压配电装置区、冷却设施区、燃煤设

施区、脱硫及脱硝设施区、水处理设施区等。非生产功能区包括行政、生

产治理和公共福利区等。

3.3.3发电厂主厂房区、冷却水塔区和烟囱应布置在厂区地质条件相对

较好的地段。各功能区应以主厂房区为中心进行布置，采纳联合、多层、

成组、毗连等建筑布置形式。并应符合下列规定：

1高压配电装置区宜布置在汽机房A排前与之平行的位置，两者

间距应按照发电厂达到规划容量时地上电气设备、引线架构、通行道路以

及地下管沟等设施布置的要求确定。

2冷却水塔区可在主厂房固定端、扩建端、汽机房前或炉后布置,

具体位置应按照发电厂扩建前景、地质条件、水源管路进厂方位以及与汽

轮机凝汽器的高差、距离等综合因素，结合发电厂总平面布置、经技术经

济比较确定。

3铁路专用线宜由炉后引接进厂，卸煤设施区宜布置在炉后。水

路来煤和公路来煤的卸煤设施区位置应按照总平面布置优化确定。

4脱硫设施区宜布置在烟囱邻近，吸取塔宜布置在与烟囱平齐的

位置。多台机组的脱硫、脱硝公用设施统一规划。

5水处理设施区宜包括化学制水，工业、生活、消防用水，生活

污水、生产废水处理，雨水排放等设施。具体位置应按照水源、水用户、

水处理与排放的各种水管路引接方位和距离优化确定。

6行政、生产治理区宜布置在厂前，构成厂前区。办公楼与主厂

房间不宜设天桥。

7公共福利功能区不应紧邻生产功能区，可在厂前区或毗邻厂前

区布置。

3.3.4发电厂厂内铁路配线设计标准应按照电厂本期建设规模和规划

容量、铁路远期进展规模统一规划、分期建设。与铁路部门的运营协议应

按整列直达、路企直通的原则办理。厂内铁路配线设计标准应按照采纳的

卸煤设施类型确定。

3.3.5发电厂建（构）筑物布置应符合现行国家标准《建筑设计防火规

范》（GB500016）,《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229）、《大

中型火力发电厂设计规范》（GB50660）的有关规定。发电厂建（构）筑物

之间间距应符合现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB5

0229）、《火力发电厂总图运输设计技术规程》（DL/T5032）、《氢气站设计规

范（GB50177）、《石油库设计规范》（GB50074）和《大中型火力发电厂设

计规范》（GB50660）的有关规定。

3.3.6空冷机组发电厂，应按照空冷方式确定空冷设施的布置。直截了

当空冷机组的发电厂，应按照气象条件确定空冷岛的布置方位。空冷岛与

主厂房之间的距离应满足凝汽器管道布置、施工与检修的要求，与发电厂

其它建构筑物的间距可按火灾危险性分类戊类、耐火等级三级的规定执行;

间接空冷机组的发电厂，空冷塔的间距及其与其它建构筑物的间距应执行

湿冷塔的规定。

3.3.7采纳烟塔合一的发电厂，冷却塔宜靠近炉后区域布置。

3.3.8发电厂厂区用地应执行建设部、国土资源部联合颁发的《电力工

程项目建设用地指标（火电厂、核电厂、变电站和换流站）》（建标[2010]7

8号）。厂区建筑系数应不低于38%,利用系数应不低于68%,道路广场系

数：无汽车运煤：11〜13%；有汽车运煤：13〜15%,厂区绿地率不应小于

15%,不应大于20%。

3.3.9发电厂竖向布置设计应按照工艺要求、工程地质、水文气象、土

石方量以及地基处理等因素综合确定，并应执行《大中型火力发电厂设计

规范》（GB50660）的有关规定。

3.3.10发电厂厂区自然坡度在1%〜3%之间时，应第一考虑平坡式布置,

建（构）筑物的设计标高应顺应地势采纳不同值，标高连接困难时，宜设

置小台阶。自然坡度大于3%时宜采纳阶梯布置。阶梯数量及高差应按照生

产需要、便于交通、利于地下管线布置、边坡稳固等因素综合确定。

4机组选型

4.1机组参数

4.1.1火电机组新蒸汽参数分为亚临界参数（17MPa）、超临界参数（2

4MPa）和超超临界参数（芸25MPa）。

4.1.2新建煤电项目原则上应采纳600MW级及以上超超临界参数，经

技术经济比较合理时可选用超临界参数；坑口电厂单机容量为600MW级的

机组宜选用超超临界或超临界参数；300MW及以上供热机组和循环流化床

低热值煤发电机组原则上应采纳超临界参数。

4.1.3发电厂的要紧经济参数应符合下列规定：

1不同容量、不同参数汽轮发电机组在THA工况下的考核热耗值

不应超过表4.1.1中的数据。

表4.1.1各类机组THA工况下的考核热耗值

热耗率

序号机组类型机组参数备注

(kJ/kWh)

1000MW湿冷25MPa/60(rC/6(XTC49kPa7330汽泵

1

超超临界空冷25MPa/600℃/600℃-13kPa7650汽泵

湿冷27MPa/600℃/61(TC-4.9kPa7290汽泵

600MW级湿冷25MPa/600℃/600°C-4.9kPa7370汽泵

2

超超临界

7560电泵

空冷25MPa/6(X)r/6OO0C-13kPa

7740汽泵

湿冷24.2MPa/566℃/5660C-4.9kPa7530汽泵

600MW级

37710电泵

超临界空冷24.2MPa/566℃/566℃-13kPa

7900汽泵

湿冷16.7MPa/538℃/538℃-4.9kPa7800汽泵

6（X）MW级

48050电泵

亚临界空冷16.7MPa/538℃/538℃-13kPa

8180汽泵

5350MW超临界（纯凝）24.2MPa/566℃/566℃-4.9kPa7570汽泵

6300MWCFB机组16.7MPa/538℃/538℃-4.9kPa7900汽泵

注：LTHA工况系指在额定主汽及再热蒸汽参数下，在对应年平均水

温的背压下，在额定功率因素、额定氢压下(氢冷发电机)，回热系统正常

投入、补给水率为零，扣除非同期励磁、密封及润滑油泵功率，发电机端

输出额定功率值的工况。该工况系汽轮发电机组热耗考核工况，可由汽轮

机厂提交的热平稳图查取。

2.空冷机组的热耗值是针对汽轮发电机机组采纳直截了当空冷方式，给

水泵汽轮机采纳间接空冷方式给出的。

2不同容量、不同参数汽轮发电机组的标准煤耗设计值应优于表4.

1.2中的数据。

表4.1.2各类机组的供电标准煤耗设计值

新建机组供现役机组供电煤耗

序号机组类型机组参数电煤耗(g/kWh)

(g/kWh)平均水平先进水平

湿冷25MPa/600℃/600℃-4.9kPa282290285

1000MW超

1

超临界

空冷25MPa/600℃/600^C-13kPa299317302

湿冷25MPa/600℃/600℃-4.9kPa285298290

600MW级

2

超超临界

空冷25MPa/600℃/600℃-13kPa302315307

303

湿冷24.2MPa/566℃/566℃-4.9kPa306297

循环流化床

600MW级

3

超临界

空冷24.2MPa/5660C/566℃-13kPa320325317

循环流化床

湿冷16.7MPa/538℃/538℃-4.9kPa-320315

600MW级

4

亚临界

空冷16.7MPa/538℃/538℃-13kPa-337332

310

湿冷24.2MPa/566℃/566℃-4.9kPa318313

300MW级循环流化床

5

超临界327

空冷24.2MPa/566℃/566℃-13kPa338335

循环流化床

湿冷16.7MPa/538℃/538℃-4.9kPa-330320

300MW级

6

亚临界

空冷16.7MPa/538℃/538℃-13kPa-347337

注：1.运算机组标煤煤耗数值时应取以下数据：

锅炉效率取最大连续运行工况（BMCR）的效率，由锅炉厂提供。

对不同煤种，建议参考如下数值：烟煤：93.5%〜93.8%；褐煤：91.5%〜9

2%；贫煤：92%；无烟煤：91%；CFB锅炉：90%o表中数据锅炉效率按

0.93取值。

汽轮发电机热耗取HTA工况下的考核热耗，由汽机厂提供；

管道效率取0.99。

2.表中未列出热电联产机组的标准煤耗设计值，缘于与机组热负荷

有关。具体工程在热负荷确定的条件下可进行运算。

4.2机组选型

4.2.1机组选型优化应符合下列规定：

1按照“中国华电集团公司燃煤火电工程建设技术创新及节能减

排设计优化实施意见（B版）”的要求，应对单机容量为300MW-1000MW

级的主机开展设计优化。优化应以技术创新和节能减排为中心，在节煤、

节油、节电、节水、节汽等环节上采取有效措施。

2可研时期应完成装机方案论证，确定主机技术条件。项目完成

可研审查和主机选型调研以后，即应完成主机选型优化方案报告，并经审

查后编入主机规范书。主机优化方案和工艺系统节能减排专题报告应在初

步设计审查时一并提交审查。

3主机节能减排优化包括主机冷却方式（空冷、湿冷）、汽封、汽

轮机冷端、全厂疏放水系统优化；炉顶密封、空预器密封、锅炉排烟余热

利用、低NOx燃烧器、水冷壁高温防腐系统的优化以及发电机氢冷系统优

化等。阻碍全厂设计标准煤耗的汽轮机热耗保证值以及最大连续蒸发量时

锅炉效率的优化等。

4除西藏、海南等地区外，新建煤电项目原则上应采纳600MW级

及以上超超临界机组。1000MW级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分不不高

于282g/kW.h、299g/kW.h,600MW级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分不不

高于285g/kW.h、302g/kW.h；300MW级及以上供热机组和循环流化床低热

值煤发电机组原则上应采纳超临界机组。关于循环流化床低热值煤发电机

组，600MW级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分不不高于303g/kW.h、320g/

kW.h,300MW级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分不不高于310g/kW.h、32

7g/kW.ho

5再热蒸汽温度采纳61CTC或62（TC应遵循以下设计原则：

1）关于负荷率、煤价、运行技术及治理水平较低的项目的再热

蒸汽温度不宜超过610℃。

2）关于高利用小时或高负荷率、高煤价、运行技术及治理水平

较高的项目经技术经济比较合理时可采纳再热汽温62（rc参数。应在可研时

期提出专题论证报告，可研外审同意并经集团公司技术决策后方可实施。

3）如采纳再热汽温620（参数，应结合煤源、煤种，在炉型选择

（如煤种适宜时选用塔式炉）、锅炉设计（如增加壁温监测点）、运行（如

暂态工况时降温运行）等方面采取措施，操纵温度偏差，防止超温。

6超超临界机组采纳二次再热应在可行性研究时期经论证并履行

有关决策程序后方可实施。煤价较低的区域应慎重采纳。

7机组选型的重大优化项目，应在可行性研究时期提出专题论证

报告，可研外审同意后经集团公司技术决策后方可实施。现时期下列课题

属于重大优化项目：

1）采纳二次再热的锅炉。

2）再热汽温采纳620（的锅炉。

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