火力发电厂节能设计规范征求稿.docx
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火力发电厂节能设计规范征求稿
UDC
PGB/T×××××-201×
火力发电厂节能设计规范
Codefordesignofenergysaving
forfossilfiredpowerplant
(征求意见稿)
201×-××-××发布201×-××-××实施
中华人民共和国住房和城乡建设部
中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局
中华人民共和国国家标准
火力发电厂节能设计规范
Codefordesignofenergysaving
forfossilfiredpowerplant
GB/T×××××-201×
主编部门:
中国电力企业联合会
批准部门:
中华人民共和国住房和城乡建设部
实施日期:
201×年××月××日
中国××出版社
201×年北京
前言
本规范是根据住房和城乡建设部《关于印发2013年工程建设标准规范制订修订计划的通知》(建标[2013]6号)的要求,由中国电力工程顾问集团公司会同有关单位共同编制。
在编制过程中,本规范编制组认真总结经验,广泛地调查研究,参考国内外有关节能设计的标准,经广泛地征求意见和修改,最后经审查定稿。
本规范共分7章和4个附录。
主要技术内容有:
总则,术语,基本规定,机械工艺系统节能设计,电控工艺系统节能设计,水工工艺系统节能设计,建筑节能设计。
本规范由住房和城乡建设部负责管理,由中国电力企业联合会负责日常管理,由中国电力工程顾问集团公司负责具体技术内容的解释。
执行过程中如有意见或建议,请寄送中国电力工程顾问集团公司(地址:
北京市西城区安德路65号,邮政编码:
100120),以便今后修订时参考。
本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人:
主编单位:
中国电力工程顾问集团公司
参编单位:
电力规划设计总院
东北电力设计院
华东电力设计院
中南电力设计院
西北电力设计院
西南电力设计院
华北电力设计院工程有限公司
华能国际电力股份有限公司
中国大唐集团公司技术经济研究院
神华国华(北京)电力研究院有限公司
主要起草人:
(暂略)
主要审查人:
目次
1总则…………………………………………………………………………………1
2术语…………………………………………………………………………………3
3基本规定……………………………………………………………………………4
4机械工艺系统节能设计……………………………………………………………6
4.1一般规定
4.2锅炉系统
4.3汽轮机系统
4.4运煤系统
4.5除灰渣系统
4.6水处理系统
4.7烟气脱硫系统
4.8烟气脱硝系统
4.9辅助和附属工艺系统
4.10热电联产系统
4.11燃气轮机系统
5电控工艺系统节能设计…………………………………………………………32
5.1一般规定
5.2信息
5.3仪表与控制
5.4电气设备与系统
5.5照明系统
6水工工艺系统节能设计………………………………………………………39
6.1一般规定
6.2湿冷系统
6.3直接空冷系统
6.4间接空冷系统
7建筑节能设计……………………………………………………………………42
7.1一般规定
7.2建筑围护结构
7.3供暖通风空调
附录A凝汽式发电机组发电设计标准煤耗的参考先进值……………………46
附录B凝汽式发电厂厂用电率的参考一般值…………………………………47
附录C火力发电厂设计耗水量指标表…………………………………………48
附录D火力发电厂各房间空气参数……………………………………………49
本规范用词说明……………………………………………………………………53
引用标准名录………………………………………………………………………54
附:
条文说明(暂时与正文放在一起)…………………………………………55
CONTENTS
1Generalprovisions……………………………………………………………………………1
2Terms……………………………………………………………………………………………3
3Basicrequirements……………………………………………………………………………4
…………………………………………………………
Explanationofwordinginthiscode………………………………………………………………57
Listofquotedstandards…………………………………………………………………………58
Addition:
Explanationofprovisions………………………………………………………………59
1总则
1.0.1为了提高火力发电厂能源综合利用效率,规范火力发电厂节能设计工作,制定本规范。
【条文说明】1.0.1随着《中华人民共和国节约能源法》和《公共建筑节能设计标准》的颁布实施,火力发电厂节能设计工作已越来越受到政府部门、建设方、设计单位的重视,为了从国家层面规范火力发电厂节能设计工作,需要制定一份实用的、为各方所认可的、可指导火力发电厂节能设计工作的国家工程建设标准,本标准的制定,将使火力发电厂的节能工作能规范、健康发展。
1.0.2本规范适用于各种容量燃煤、燃气发电厂新建、扩建、改建工程的节能设计。
【条文说明】1.0.2本规范的适用范围覆盖了《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660)和《小型火力发电厂设计规范》(GB50049)。
关于核电厂的常规岛部分是否应包括在适用范围内是个有争议的问题,电力行业中的一些专业行标中,涉及常规岛的内容,常规岛中涉及的系统、建构筑物与常规火电厂基本相近。
现讨论如下:
核汽轮机厂房、化学制水车间、行政办公类建筑、备用柴油发电机房、启动锅炉房、网控建筑、核电围墙外的生活、辅助建筑。
核电常规岛各建筑与常规火电厂的建筑有共同之处,有的专业的行标设计内容包括了核电常规岛。
但核电厂的系统功能更强调安全性,常规岛中的有些系统具有安全等级。
在核电厂的所有系统中,核电厂的安全性具有至高无上的地位。
而节能只退居其次。
对于核电领域的综合性设计标准,一般由核电设计院主编。
如果要编写核电厂节能设计规范(国标)。
不可能把核岛与常规岛分割开编写成两个标准,而我们不可能去编写核岛部分的节能设计规范。
因此,可认为本规范的适用范围不应包括核电常规岛。
在核电厂节能设计规范未编制实施前,常规岛的节能设计可由设计者自行决定是否参照本规范。
1.0.3火力发电厂设计必须遵循国家有关方针、政策和法规,并结合工程的具体情况,积极采用新技术、新材料和新工艺,做到安全可靠、节约能源和经济合理。
1.0.4火力发电厂的相关工艺设备应符合国家现行对设备能耗限定值和节能指标评价的规定,选型时宜选用技术成熟、性能优良和国家推荐的产品。
1.0.5火力发电厂的节能设计应根据工程特点、设备使用情况及使用目的,通过节能降耗,技术经济综合分析,确定设计方案、设备选型、能效指标。
【条文说明】1.0.5火力发电厂的节能设计应同时兼顾节能效果和投资额两方面因素,各工程对节能和投资两方面的侧重点可能会有差异,技术方案也会有区别,必须经过技术经济综合比较分析来确定最终设计方案。
1.0.6火力发电厂节能系统的设计除应符合本规范的规定外,尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语
2.0.1循环流化床锅炉CirculatingFluidizedBedBoiler
循环流化床锅炉是一种型式的锅炉,采用较高风速的流化态燃烧,并在燃烧室后设置颗粒分离器以实现物料的内循环和外循环。
2.0.2汽轮机热耗验收(THA)工况TurbineHeatAcceptanceCondition(中南)
汽轮机热耗验收(THA)工况是指在额定的主蒸汽和再热蒸汽参数及额定背压下,主蒸汽流量与汽轮机额定功率工况的进汽量不同,补给水率为0%,回热系统正常投入,不带厂用汽,扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗,在额定功率因数、额定氢压(氢冷发电机)、额定冷却水温下,在保证的寿命期内安全连续运行,发电机端输出的功率与额定功率相同。
该工况下的热耗一般作为汽轮机热耗验收保证值。
2.0.3设计煤质
设计煤质是燃煤电厂锅炉设计、燃烧系统和烟风系统设计、相关系统的辅机设计时所采用的煤质,依据此煤质的性能指标进行上述设备和系统的热力计算,确定上述设备和系统的主要运行参数、性能数据、结构形式和布置。
设计煤质是电厂运行时最常用的煤质,在燃用设计煤质时必须保证上述设备和系统的性能满足设计要求。
2.0.4校核煤质
校核煤质是燃煤电厂锅炉设计、燃烧系统和烟风系统设计、相关系统的辅机设计时保证上述设备和系统能够安全运行并满足最基本性能采用的煤质。
校核煤质通常用来验证上述设备和系统的设计是否存在设计裕量,在煤质偏离的情况下能否安全运行。
2.0.5锅炉额定负荷BRL工况
锅炉在额定蒸汽参数及给水温度条件下,与汽轮发电机组额定出力(TRL)工况相匹配的锅炉输出热功率,习惯上也常用在此工况下的主蒸汽流量(t/h)来表示,故又称锅炉额定蒸发量。
BRL工况应处于锅炉热效率最高的负荷区内,通常时锅炉热效率保证工况。
2.0.6选型点能力(TB点)
风机选型时,在其流量——压头特性曲线上所要求的对应点,即在锅炉最大连续出力时,所计算出的风量——压头,再加一定的裕量后,相应在风机特性曲线上的那一点的能力。
2.0.7汽轮机最大连续出力(TMCR)工况TurbineMaximumContinuousRatingCondition
汽轮机最大连续出力(TMCR)工况是指在额定的主蒸汽和再热蒸汽参数及额定背压下,主蒸汽流量与汽轮机额定功率工况的进汽量相同,补给水率为0%,回热系统正常投入,不带厂用汽,扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗,在额定功率因数、额定氢压(氢冷发电机)、额定冷却水温下,在保证的寿命期内安全连续运行。
该工况下发电机端输出的功率作为最大连续出力保证值。
2.0.8汽轮机阀门全开(VWO)工况TurbineValvesWideOpenCondition
汽轮机阀门全开(VWO)工况是指在额定的主蒸汽和再热蒸汽参数及额定背压下,主蒸汽流量为调节阀全开时的进汽量,补给水率为0%,回热系统正常投入,不带厂用汽,扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗,在额定功率因数、额定氢压(氢冷发电机)、额定冷却水温下,在保证的寿命期内安全连续运行。
该工况下的主蒸汽流量一般作为汽轮机进汽能力保证值,且不小于汽轮机额定功率工况的进汽量的1.03~1.05倍。
3基本规定
3.0.1新建或改扩建工程的节能设施应与主体工程同步设计、同步建设、同步运行。
3.0.2火力发电厂设计应提高余热、余压的回收利用水平,采用技术先进、经济合理、能耗低、二次能源回收利用率高的节能工艺、技术设备与措施。
对二次能源回收利用应实现优质优用、梯级利用、能源匹配。
3.0.3凝汽式发电机组的发电设计标准煤耗的参考先进值见本规范附录A。
3.0.4发电厂的厂用电率宜采用轴功率法计算,凝汽式发电厂厂用电率的参考一般值见本规范附录B。
【条文说明】3.0.3和3.0.4表中的数据引自《火电工程设计技术经济指标手册》(中国电力出版社,2012年),根据实际煤质情况有些变化,给出了厂用电率变化范围。
3.0.5火力发电厂的设计取水量指标应不超过《取水定额第一部分:
火力发电》(GB/T18916.1)规定的装机取水量定额指标。
3.0.6火力发电厂的设计耗水量指标应根据当地的水资源条件和采用的相关工艺方案按本规范C的数值确定。
3.0.7在火力发电厂的可行性研究报告设计阶段,应编写火力发电厂节能篇(章)。
【条文说明】3.0.7可研节能分析篇(章)是项目可研报告的必备篇(章),是节能评估报告书编制的主要依据。
项目可研报告由电力设计院完成,对可研报告的范围、深度都有具体的规定,可以基本满足节能评估报告书的编制要求。
发电厂可研报告中节能分析篇(章)的主要内容如下:
一、节能标准及节能设计规范
二、能源消耗种类及数量分析
三、能源供应状况分析
四、本工程节能措施
五、节能效果分析和能源指标
3.0.8在火力发电厂的初步设计阶段,应编制《火力发电厂节能评估报告书》。
【条文说明】3.0.8编制《火力发电厂节能评估报告书》的依据是国家发改委2010年9月发布的<<固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法>>。
从2010年11月1日起,我国对固定资产投资项目进行节能分类管理,新上的固定资产投资项目需要进行节能评估和审查,并以节能评估文件及审查意见作为项目审批、核准或开工建设的前置条件,施工和竣工验收的重要依据。
固定资产投资项目节能评估报告书的主要内容如下:
一、评估依据
二、项目概况
三、能源供应情况分析评估
四、项目建设方案节能评估
五、项目能源消耗及能效水平评估
七、存在问题及建议
八、结论
九、附图、附表
3.0.9主机设备宜选用大容量、高参数、技术成熟、性能先进、高效节能的产品。
【条文说明】3.0.9主机设备包括汽轮机、发电机、锅炉等。
4、机械工艺系统节能设计
4.1一般规定
4.1.1应合理选用辅机设备的运行及备用台数、参数及裕量。
4.1.2汽水系统管道及烟风系统烟风道设置及布置应合理,尽量减少管道长度及管件、阀门。
4.1.3疏水系统的疏水阀启闭要求应根据不同的疏水系统、疏水参数以及设备特点
进行设计优化。
【条文说明】4.1.3设计优化应保证用汽设备、管道的安全运行要求,并避免工质及能量的浪费。
4.2锅炉系统
4.2.1煤粉锅炉的节能设计应符合以下规定:
1应满足锅炉在设计煤质和校核煤质区间范围内安全、高效、稳定运行,校核煤质的发热量应低于设计煤质发热量。
校核煤质的挥发份应低于设计煤质挥发份,校核煤质的氮、硫含量宜高于设计煤质。
校核煤质的结渣特性、可磨性等其它指标宜与设计煤质接近或略差于设计煤质。
2设计煤质和校核煤质应采用同一类型煤质。
3应满足在30%最大连续蒸发量负荷至100%最大连续蒸发量负荷区间内锅炉出口过热蒸汽温度不低于额定温度;在50%最大连续蒸发量至100%最大连续蒸发量负荷区间锅炉出口一次再热蒸汽温度不低于额定温度;在70%最大连续蒸发量至100%最大连续蒸发量负荷区间锅炉出口二次再热蒸汽温度不低于额定温度。
4应满足正常运行时再热蒸汽减温水量为0t/h的条件下,再热器出口蒸汽温度达到设计值。
5对于一次汽水受热面和二次汽受热面宜分别留有10%的受热面布置空间,以便在过热蒸汽温度和再热蒸汽温度达不到额定设计值时增加受热面面积。
6在燃用设计煤质、大气温度20℃、大气相对湿度80%、锅炉为额定负荷BRL工况下、机组补水率为0%、过剩空气系数为设计值、煤粉细度在设计规定的范围内、NOx排放浓度达到保证值等条件下,根据《电站锅炉性能试验规程》(GB/T10184)规定的试验方法,对于不同的设计煤质,锅炉效率应不低于表4.2.1所规定的值。
表4.2.1不同设计煤种的锅炉效率
煤种
锅炉效率
烟煤
93.5%
褐煤
92%
贫煤
92.5%
无烟煤
91%
7应满足空气预热器出口的排烟温度尽可能低,空气预热器设计时宜预留有受热面布置空间。
8对于600MW及以上机组,空气预热器的漏风率投运后第一年内应不大于4%,一年后应不大于5%;对于600MW以下机组,空气预热器的漏风率投运后第一年内应不大于5%,一年后应不大于6%。
【条文说明】4.2.1
4.2.16对于某一煤质,如烟煤,锅炉效率受煤的发热量、挥发份、着火特性、燃尽特性等煤质特性参数以及煤粉细度、炉膛NOx排放量等指标的影响较大,因此对于同一煤质类型的不同燃煤由于上述指标的不同,使得锅炉效率变化范围较大。
表4.2.1所列的锅炉效率为燃用各种煤种的最低应该达到的效率。
7空气预热器设计时预留受热面布置空间,可在排烟温度高时在预留空间中增加受热面面积。
4.2.2烟风系统的节能设计应符合以下规定:
1一次风机宜采用动叶可调轴流式风机或带有变频装置的离心式风机。
2送风机宜采用动叶可调轴流式风机或带有变频装置的静叶可调轴流式风机或离心式风机。
3引风机和脱硫增压风机当采用电动机驱动时,宜采用动叶可调轴流式风机。
引风机在环境温度下的选型点能力(TB点)压头不超过-12KPa时,经安全性评估满足要求时,宜将引风机和增压风机合并。
4对于大功率引风机,通过技术经济比较后可采用带有变频装置的静叶可调轴流式风机。
5对于600MW及以上机组的引风机,通过技术经济及能耗比较后可采用汽轮机驱动的静叶可调轴流式风机。
6一次风机、送风机、引风机的设计最高效率点应为锅炉燃用设计煤质额定工况(BRL)下的运行点。
7一次风机、送风机、引风机的风量裕量和压头裕量应符合相关标准的规定,计算基准参数和选定裕量时,不应与设备制造厂已经计入的设备裕量重复累加。
8风机出口包括扩散过渡段的直管段长度应不小于2.5倍~6倍的管路当量直径,视管内工质流速而定。
当管内工质流速小于或等于12.5m/s时,风机出口的直管段长度为2.5倍管路当量直径,气流速度每增加5m/s,风机出口的直管段长度增加1倍的管路当量直径。
如在上述长度的直管段出口紧接着布置弯管,该弯管的曲率半径与管路当量直径之比应不小于1.5,且其布置应有利于气流均匀输送。
9烟风道内介质流速的选择应满足《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》
(DL/T5121)的要求,主管道的布置应使得其的阻力在推荐流速的范围内为最小。
烟风道应采用空气动力特性良好,气流分布均匀的布置方式和异型件。
10在满足布置要求的前提下,烟风道截面宜采用圆形,如采用矩形截面,其短边与长边之比不小于0.5。
11磨煤机入口一次风道宜布置足够的直管段以满足一次风风量测量装置准确测量的要求。
【条文说明】4.2.25对于有稳定用户的供热电厂,但机组抽汽参数与热用户的参数不匹配,需经减温减压才能满足热用户的需要,如采用汽动引风机,抽汽经小机做功驱动引风机,一定参数的排汽向热用户供热,可降低抽汽的节流损失,有节能效果。
应合理选择引风机驱动汽轮机的进汽汽源参数和排汽参数,使得在机组额定负荷和部分负荷下保持尽可能高的驱动汽轮机内效率。
对于驱动汽轮机宜采用驱动汽轮机的排汽及抽汽供热的形式。
7有一些设备如空气预热器、锅炉燃烧器、除尘器、脱硝装置、脱硫装置等制造厂提供的阻力、漏风率等如已经包含了设计裕量,则在烟风系统风机选型时应注意风机的设计基准风量和设计基准压头及其的设计裕量不应重复计算设备的设计裕量。
4.2.3制粉系统的节能设计应满足以下规定:
1在煤种适宜时,应优先选用中速磨煤机。
2中速磨煤机宜配置动态分离器或动静态分离器。
3煤粉管道的布置和煤粉缩孔的设置应实现各煤粉管道内煤粉浓度和风粉混合物的流速的最大偏差都不超过10%。
【条文说明】4.2.32中速磨煤机配置动态分离器或动静态分离器可以增加磨煤机各个出口煤粉的均匀性和细度,以提高锅炉燃烧效率。
4.2.4烟气除尘系统的节能设计应符合以下规定:
1当煤种适宜并满足环保要求时,宜优先选用静电除尘器。
2电除尘器本体烟风阻力不应大于300Pa,布袋除尘器本体烟风阻力不应大于1500Pa,电袋复合除尘器本条烟风阻力不应大于1100Pa。
3除尘器宜采用高效供电电源。
4除尘器电加热系统应采用恒温控制。
【条文说明】4.2.41静电除尘器除常规的形式外,近年来还开发出带有移动极板的静电除尘器,高效供电电源的除尘器,入口烟气温度低于烟气酸露点的低低温除尘器,这些新型的静电除尘器较常规静电除尘器其除尘效率有较大幅度提高,能耗水平有较大幅度降低。
4.2.5除尘器漏风率应不大于2%
4.2.6锅炉能量回收系统应符合以下规定:
1宜设置烟气余热利用系统回收锅炉排烟余热,烟气余热利用系统宜优先用于加热汽轮机热力系统外的工质,用于加热汽轮机热力系统时,宜加热温度较高的给水或凝结水。
烟气余热宜进行梯级利用。
2直流锅炉宜采用带启动循环泵的内置式启动系统,并应设置锅炉启动疏水扩容器及储水箱。
3汽包锅炉应设置连续排污扩容器,回收二次蒸汽至除氧器。
4锅炉启停及运行期间的水质合格的疏水应回收至凝汽器。
【条文说明】4.2.61汽轮机热力系统外的工质通常为热网热水、锅炉进风、暖通系统的介质。
对于脱硫系统设置了烟气换热器(GGH)的烟风系统一般不设置烟气余热利用系统。
4.2.7当煤种条件适宜,宜采用锅炉节油点火及助燃方式。
【条文说明】4.2.7通常有邻机(炉)蒸汽加热给水方式、气化小油枪方式、等离子点火方式。
三种方式从能量平衡角度而言与传统的轻油-煤粉二级点火和轻油-重油-煤粉三级点火方式相比,节约了燃油消耗量,增加了燃煤和蒸汽消耗量,总体能量消耗量增加了,但是从经济角度而言节约了锅炉点火及助燃的燃料成本。
4.3汽轮机系统
4.3.1汽轮机设备的节能设计应符合以下规定:
1应优化配汽系统运行方式。
2应采用先进的汽封技术,控制汽轮机汽封的间隙。
3应减少高压、中压主汽阀及调节汽阀的漏汽。
4汽轮机THA工况热耗率保证值不应高于表4.3.1中的数值。
表4.3.1汽轮发电机组THA工况热耗率设计保证值
序号
机组类型
机组参数
汽轮机热耗率
(KJ/kWh)
给水泵
驱动方式
1
1000MW
超超临界
湿冷
28MPa/600℃/620℃-4.9kPa
7268
汽泵
湿冷
26.25MPa/600℃/600℃-4.9kPa
7325
汽泵
湿冷
25MPa/600℃/600℃-4.9kPa
7338
汽泵
空冷
28MPa/600℃/620℃-11kPa
7534
汽泵
空冷
25MPa/600℃/600℃-11kPa
7605
汽泵
2
600MW级
超超临界
湿冷
25MPa/600℃/600℃-4.9kPa
7358
汽泵
空冷
25MPa/600℃/600℃-11kPa
7660
汽泵
3
600MW级
超临界
湿冷
25MPa/566℃/566℃-4.9kPa
7526
汽泵
空冷
25MPa/566℃/566℃-11kPa
7852
汽泵
7703
电泵
4
600MW级
亚临界
湿冷
16.7MPa/538℃/538℃-4.9kPa
7768
汽泵
空冷
16.7MPa/538℃/538℃-11kPa
7924
电泵
8079
汽泵
5
350MW级
超临界
湿冷
24.2MPa/566℃/566℃-4.9kPa
7556
汽泵
空冷
24.2MPa/566℃/566℃-11kPa
7882
电泵
7663
汽泵
6
300MW亚临界机组
16.7MPa/537℃/537℃-4.9kPa
7900
汽泵
注:
表中28MPa/600℃/620℃参数的1000MW级汽轮机为设置外置式蒸汽冷却器、较常规增加一级加热器的热耗值;其余汽轮机热耗率是基于汽
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