（免费下载）GB 50049-2011 小型火力发电厂设计规范

1 总 则

1.0.1 为了使小型火力发电厂(以下简称发电厂)在设计方面满足安全可靠、技术先进、经济适用、节约能源、保护环境的要求，制定本规范。大牛工程师

1.0.2 本规范适用于高温高压及以下参数、单机容量在125MW以下、采用直接燃烧方式、主要燃用固体化石燃料的新建、扩建和改建火力发电厂的设计。

1.0.3 小型火力发电厂的设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。报告模板_工程咨询_工程资料

2 术 语

2.0.1 热化系数 thermalization coefficient
供热机组的额定供热量(扣除自用汽热量)与最大设计热负荷之比。（免费下载）GB 50049-2011 小型火力发电厂设计规范

2.0.2 同时率 simultaneity factor
同时率为区域(企业)最大热负荷与各用户(各车间)的最大热负荷总和的比。
2.0.3 微滤 micro filtration
系膜式分离技术，过滤精度在0.1μm～1.Oμm范围之内。
2.0.4 超滤 ultra filtration
系膜式分离技术，过滤精度在0.0lμm～0.1μm范围之内。
2.0.5 在线式 UPS on line UPS
不管交流工作电源正常与否，逆变器一直处于工作状态，当交流工作电源故障时，逆变器能通过直流电源逆变保证负荷的不间断供电，且其输出为交流正弦波的不间断电源装置。
2.0.6 电气监控管理系统 electrical control and management system
基于现场总线技术，采用开放式、分布式的网络结构，对发电厂的发电机变压器组、高低压厂用电源等电气设备进行监控和管理的计算机系统，简称ECMS。
2.0.7 电力网络计算机监控系统 network computerized control system
基于现场总线技术，采用开放式、分布式的网络结构，对升压站的电力网络系统或设备进行监控和管理的计算机系统，简称NCCS。
2.0.8 操作员站 operator station
控制系统中安装在控制室供运行操作人员进行监视和控制的人机接口设备。
2.0.9 并联切换 parallel change-over
发电厂高压工作电源断路器跳闸与备用电源断路器合闸指令同时发出的切换。

2.0.10 快速切换 high speed change-over
发电厂高压厂用电源事故切换时间不大于lOOms的厂用电切换。

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2.0.11 工程师站 engineer station
控制系统中安装在控制室或其他场所，供编程组态人员进行逻辑、画面、参数修改的人机接口设备。

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2.0.12 空冷散热器 air cooled heat exchangers
以空气作为冷却介质，使间接空冷系统循环水被冷却的一种散热设备。
2.0.13 空冷凝汽器 air cooled condensers
以空气作为冷却介质，使汽轮机的排汽直接冷却凝结成水的一种散热设备。
2.0.14 干旱指数 drought exponent
某地区年蒸发能力和年降雨量的比值。
2.0.15 严寒地区 sever ecold region
累年最冷月平均温度(即冬季通风室外计算温度)不高于零下l0℃的地区

2.0.16 寒冷地区 cold region
累年最冷月平均温度(即冬季通风室外计算温度)不高于0℃但高于零下10℃的地区。
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3 基本规定

3.0.1 发电厂的设计必须符合国家法律、法规及节约能源、保护环境等相关政策要求。（免费下载）GB 50049-2011 小型火力发电厂设计规范

3.0.2 发电厂的设计应按照基本建设程序进行，其内容深度应符合国家现行有关标准的要求。

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3.0.3 发电厂的类型应符合下列规定：
1 根据城市集中供热规划、热电联产规划，考虑热负荷的特性和大小，在经济合理的供热范围内，建设供热式发电厂(以下简称热电厂)。
2 根据企业热电负荷的需要，建设适当规模的企业自备热电厂。
3 在电网很难到达的地区，应优先建设小水电或可再生能源的发电厂；当不具备小水电和可再生能源条件时，且当地煤炭资源丰富、交通不便的缺电地区或无电地区，根据城镇地区电力规划，因地制宜地建设适当规模的凝汽式发电厂。
4 在有条件的地区，宜推广热、电、冷三联供热电厂。
3.0.4 发电厂机组压力参数的选择，宜近、远期统一考虑，并宜符合下列规定：
1 热电厂单机容量25MW级及以上抽汽机组和 12MW背压机组，宜选用高压参数；单机容量为12MW的抽汽机组和6MW背压机组宜选用高压、次高压或中压参数；单机容量为6MW及以下机组宜选用中压参数。
2 凝汽式发电厂单机容量50MW级及以上，宜选用高压参数；单机容量为50MW级以下，宜选用次高压或中压参数。
3 在同一发电厂内的机组宜采用同一种参数。
3.0.5 发电厂的设计应符合国家电力发展和企业发展规划的要求，热电厂的设计应符合城市集中供热规划和热电联产规划的要求，企业自备热电厂的设计应符合企业工艺系统对供热参数的要求。
3.0.6 发电厂的设计应充分合理利用厂址资源条件，按规划容量进行总体规划。
3.0.7 扩建和改建发电厂的设计应结合原有总平面布置、原有生产系统的设备布置、原有建筑结构和运行管理经验等方面的特点统筹考虑。
3.0.8 企业应统筹规划企业自备发电厂的设计，发电厂不应设置重复的系统、设备或设施。
3.0.9 发电厂的工艺系统设计寿命应按照30年设计。

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4 热(冷)电负荷

5 厂址选择

5.0.1 发电厂的厂址选择应符合下列规定：
1 发电厂的厂址应满足电力规划、城乡规划、土地利用规划、燃料和水源供应、交通运输、接人系统、热电联产与供热管网规划、环境保护与水土保持、机场净空、军事设施、矿产资源、文物保护、风景名胜与生态保护、饮用水源保护等方面的要求。
2 在选址工作中，应从大局出发，正确处理与相邻农业、工矿企业、国防设施、居民生活、热用户以及电网各方面的关系，并对区域经济和社会影响进行分析论证。
3 发电厂的厂址选择应研究电网结构、电力和热力负荷、集中供热规划、燃煤供应、水源、交通、燃料及大件设备的运输、环境保护、灰渣处理、出线走廊、供热管线、地形、地质、地震、水文、气象、用地与拆迁、施工以及周边企业对发电厂的影响等因素，应通过技术经济比较和经济效益分析，对厂址进行综合论证和评价。
4 企业自备热电厂的厂址宜靠近企业的热力和电力负荷中心。应在企业的选厂阶段统一规划。
5 热电厂的厂址宜靠近用户的热力负荷中心。

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5.0.2 选择发电厂厂址时，水源应符合下列规定：
1 供水水源必须落实、可靠。在确定水源的给水能力时，应掌握当地农业、工业和居民生活用水情况，以及水利、水电规划对水源变化的影响。
2 采用直流供水的电厂宜靠近水源。并应考虑取排水对水域航运、环境、养殖、生态和城市生活用水等的影响。
3 取水口位置选择的相应要求。当采用江、河水作为供水水源时，其取水口位置必须选择在河床全年稳定的地段，且应避免泥砂、草木、冰凌、漂流杂物、排水回流等的影响。
4 当考虑地下水作为水源时，应进行水文地质勘探，按照国家和电力行业现行的供水水文地质勘察规范的要求，提出水文地质勘探评价报告，并应得到有关水资源主管部门的批准。
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5.0.3 选择发电厂厂址时，厂址自然条件应符合下列规定：
1 发电厂的厂址不应设在危岩、滑坡、岩溶发育、泥石流地段、发震断裂地带。当厂址无法避开地质灾害易发区时，在工程选厂阶段应进行地质灾害危险性评价工作，综合评价地质灾害危险性的程度，提出建设场地适宜性的评价意见，并采取相应的防范措施。
2 发电厂的厂址应充分考虑节约集约用地，宜利用非可耕地和劣地，还应注意拆迁房屋，减少人口迁移。
3 山区发电厂的厂址宜选在较平坦的坡地或丘陵地上，还应注意不应破坏原有水系、森林、植被，避免高填深挖，减少土石方和防护工程量。
4 发电厂的厂址宜选择在其附近城市(镇)居民居住区、生活水源地常年最小频率风向的上风侧。
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5.0.4 确定发电厂厂址标高和防洪、防涝堤顶标高时，应符合下列规定：
1 厂址标高应高于重现期为50年一遇的洪水位。当低于上述标准时，厂区必须有排洪(涝)沟、防洪(涝)围堤、挡水围墙或其他可靠的防洪(涝)设施，应在初期工程中按规划规模一次建成。
2 主厂房区域的室外地坪设计标高，应高于50年一遇的洪水位以上0.5m。厂区其他区域的场地标高不应低于50年一遇的洪水位。当厂址标高高于设计水位，但低于浪高时可采取以下措施：
1)厂外布置排泻洪渠道；
2)厂内加强排水系统的设置；
3)布置防浪围墙，墙顶标高应按浪高确定。
3 对位于江、河、湖旁的发电厂，其防洪堤的堤顶标高应高于50年——遇的洪水位0.5m。当受风、浪、潮影响较大时，尚应再加重现期为50年的浪爬高。防洪堤的设计应征得当地水利部门的同意。
4 对位于海滨的发电厂，其防洪堤的堤顶标高，应按50年一遇的高水位或潮位，加重现期50年累积频率1％的浪爬高和0.5m的安全超高确定。
5 在以内涝为主的地区建厂时，防涝围堤堤顶标高应按50年一遇的设计内涝水位(当难以确定时，可采用历史最高内涝水位)加0.5m的安全超高确定。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。围堤应在初期工程中一次建成。
6 对位于山区的发电厂，应考虑防山洪和排山洪的措施，防排洪设施可按频率为1％的标准设计。
7 企业自备发电厂的防洪标准应与所在企业的防洪标准相协调。

5.0.5 选择发电厂厂址时，应对厂址及其周围区域的地质情况进行调查和勘探，为确定厂址、解决岩土工程问题提供基础资料。当地质条件合适时，建筑物和构筑物宜采用天然基础，应把主厂房及荷载较大的建(构)筑物布置在承载力较高的地段上。

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5.0.6 发电厂厂址的抗震设防烈度可采用现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB l8306划分的地震基本烈度。对已编制抗震设防区划的城市，应按批准的抗震设防烈度或设计地震动参数进行抗震设防。

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5.0.7 选择发电厂厂址时，应结合灰渣综合利用情况选定贮灰场。贮灰场的设计应符合下列规定：
1 贮灰场宜靠近厂区，宜利用厂区附近的山谷、洼地、滩涂、塌陷区、废矿井等建造贮灰场，并宜避免多级输送。
2 贮灰场不应设在当地水源地或规划水源保护区范围内。对大气环境、地表水、地下水的污染必须有防护措施，并应满足地环保要求。
3 当采用山谷贮灰场时，应选择筑坝工程量小、布置防排洪构筑物有利的地形构筑贮灰场；应避免贮灰场灰水对附近村庄的居民生活带来危害，采取措施防止其泄洪构筑物在泄洪期对下游造成不利的影响，并应充分利用当地现有的防洪设施；应有足够的筑坝材料，尽量考虑利用灰渣分期筑坝的可能条件。
4 当灰渣综合利用不落实时，初期贮灰场总贮量应满足初期容量存放5年的灰渣量。规划的贮灰场总贮量应满足规划容量存放10年的灰渣量。
5 当有部分灰渣综合利用时，应扣除同期综合利用的灰渣量来选定贮灰场。当灰渣全部综合利用时，应按综合利用可能中断的最长持续期间内的灰渣排除量来选定缓冲调节贮灰场。
5.0.8 选择发电厂厂址时，应根据系统规划、输电出线方向、电压等级与回路数、厂址附近地形、地貌和障碍物等条件，按规划容量统一安排，并且避免交叉。高压输电线应避开重要设施，不宜跨越建筑物，当不可避开时，相互间应有足够的防护间距。
5.0.9 供热管线的布置和规划走廊应与厂区总体规划相协调，不应影响厂区的交通运输、扩建和施工等条件。
5.0.10 选择发电厂厂址时，发电厂的燃料运输方式应通过对厂址周围的运输条件进行技术经济比较后确定。

5.0.11 选择发电厂厂址时，应严格遵守国家有关环境保护的法规、法令的规定。应根据气象和地形等因素，减少发电厂排放的粉尘、废气、废水、灰渣对环境的污染。同时，应注意发电厂与其他企业所排出的废气、废水、灰渣之间的相互影响。

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5.0.12 确定发电厂厂址时，应取得有关部门同意或认可的文件，主要有土地使用、燃料和水源供应、铁路运输及接轨、公路和码头建设、输电线路及供热管网、环境保护、城市规划部门、机场、军事设施或文物遗迹等相关部门文件。
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6 总体规划

7 主厂房布置

8 运煤系统

9 锅炉设备及系统

10 除灰渣系统

11 脱硫系统

11.0.1 脱硫工艺的选择应根据锅炉容量及炉型、燃料含硫量、建设项目环境影响报告书批复对脱硫效率的要求、吸收剂资源情况和运输条件、水源情况、脱硫废水、废渣排放条件、脱硫副产品利用条件以及脱硫工艺成熟程度等综合因素，经全面技术经济比较后确定。对于改、扩建电厂，还应考虑现场场地布置条件的影响，因地制宜。脱硫工艺的选择还应符合下列规定：
1 中小容量循环流化床锅炉宜优先采用炉内脱硫的方式。
2 燃煤含硫量大于或等于2％的机组，应优先采用石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺。
3 燃煤含硫量小于2％的机组或对于剩余寿命低于10年的老机组以及在场地条件有限的已建电厂加装脱硫装置时，在环保要求允许的条件下，宜优先采用半干法、干法或其他费用较低的成熟工艺。
4 经全面技术经济比较合理后，可采用氨法烟气脱硫工艺。
5 燃煤含硫量小于或等于1％的海滨电厂，在海水碱度满足工艺要求、海域环境影响评价取得国家有关部门审查通过的情况下，可采用海水法烟气脱硫工艺；燃煤含硫量大于1％的海滨电厂，在满足上述条件且经技术经济比较后，也可采用海水法脱硫工艺。
6 水资源匮乏地区的燃煤电厂宜优先采用节水的干法、半干法烟气脱硫工艺。
7 脱硫装置的可用率应在95％以上。

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11.0.2 脱硫吸收剂应符合下列规定：
1 吸收剂应有可靠的来源，并宜由市场直接购买符合要求的成品；当条件许可且方案合理时，可由电厂自建吸收剂制备车间；必须新建吸收剂加工制备厂时，应优先考虑区域性协作，即集中建厂，应根据投资及管理方式、加工工艺、厂址位置、运输条件等进行综合技术经济论证。
2 厂内吸收剂储存容量应根据供货连续性、货源远近及运输条件等因素确定，不宜小于3d的需用量。
3 吸收剂的制备储运系统应有防止二次扬尘、挥发泄漏等污染，保证安全的措施。
4 循环流化床锅炉脱硫石灰石粉储存及输送系统应符合下列规定：
1)成品石灰石粉进厂，可直接采用气力输送至石灰石粉仓(库)内存放备用。在厂内破碎制备后的石灰石粉宜采用气力输送，有条件时也可采用密闭刮板输送机或螺旋输送机输送，宜单路设置。
2)石灰石粉输送宜采用一级输送系统，也可采用二级输送系统。
3)一级输送系统的石灰石粉库容积宜为锅炉额定蒸发量时24h的消耗量，二级输送石灰石粉仓容积宜为锅炉额定蒸发量时3h～4h的消耗量。
4)至锅炉炉膛的石灰石粉宜采用气力输送，各条输送管路宜对称布置。
5)气力输送系统出力设计应根据锅炉所需石灰石粉的消耗量、运行方式等因素确定。当采用连续运行方式时，系统设计出力不应小于石灰石粉的消耗量的150％，当采用间断运行方式时，系统设计出力不应小于石灰石粉的消耗量的200％。
6)若石灰石粉采用二级且风机输送时，宜配置1台～2台定容式输送风机。

11.0. 3 烟气脱硫反应吸收装置容量、数量应符合下列规定：
1 反应吸收装置的额定容量宜按锅炉设计或校核煤种额定工况下的烟气条件，取其中较高者，不应增加容量裕量。
2 反应吸收装置的入口SO₂浓度(设计值和校核值)应经调研，考虑燃煤实际采购情况和含硫量变化趋势，选取其变化范围中的较高值。
3 反应吸收装置应能在锅炉最低稳燃负荷工况和额定工况之间的任何负荷持续安全运行。反应吸收装置的负荷变化速度应与锅炉负荷变化率相适应。
4 反应吸收装置入口烟温应按锅炉设计煤种额定工况下从主烟道进入脱硫装置接口处的运行烟气温度加10℃(短期按照加50℃)设计，并应注意在锅炉异常运行条件下采取适当措施，不致造成对设备的损害。
5 反应吸收装置的数量应根据锅炉容量、反应吸收装置的容量及可靠性等确定。当采用湿法工艺时，宜2台炉配1台反应吸收塔；半干法脱硫工艺可1台炉配1台反应吸收塔，根据工艺条件也可2台炉配1台反应吸收塔。
6 反应吸收装置内部应根据工艺特点考虑可靠的防腐措施。

11.0.3 烟气脱硫反应吸收装置容量、数量应符合下列规定：
1 反应吸收装置的额定容量宜按锅炉设计或校核煤种额定工况下的烟气条件，取其中较高者，不应增加容量裕量。
2 反应吸收装置的入口SO₂浓度(设计值和校核值)应经调研，考虑燃煤实际采购情况和含硫量变化趋势，选取其变化范围中的较高值。
3 反应吸收装置应能在锅炉最低稳燃负荷工况和额定工况之间的任何负荷持续安全运行。反应吸收装置的负荷变化速度应与锅炉负荷变化率相适应。
4 反应吸收装置入口烟温应按锅炉设计煤种额定工况下从主烟道进入脱硫装置接口处的运行烟气温度加10℃(短期按照加50℃)设计，并应注意在锅炉异常运行条件下采取适当措施，不致造成对设备的损害。
5 反应吸收装置的数量应根据锅炉容量、反应吸收装置的容量及可靠性等确定。当采用湿法工艺时，宜2台炉配1台反应吸收塔；半干法脱硫工艺可1台炉配1台反应吸收塔，根据工艺条件也可2台炉配1台反应吸收塔。
6 反应吸收装置内部应根据工艺特点考虑可靠的防腐措施。
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11.0.4 当脱硫系统设增压风机时，其容量应根据处理烟气量选择，风量裕量不宜小于10％，另加不低于10℃～15℃的温度裕量，压头裕量不宜小于20％。当脱硫系统增压风机与引风机合并设置时，锅炉炉膛瞬态防爆压力的选取应考虑风机压头较大的因素。
11.0.5 应根据建设项目环境影响报告书批复要求确定是否设置湿法脱硫工艺的烟气-烟气换热器。
11.0.6 烟气脱硫装置旁路烟道的设置，宜根据脱硫工艺的技术特性和脱硫装置的可靠性确定；在条件允许的情况下，可不设烟气脱硫装置旁路烟道。湿法脱硫装置不设旁路烟道时，脱硫装置的可用率应保证满足整体机组运行可用率的要求。设置旁路烟道的脱硫装置进口、出口和旁路挡板门(或插板门)应有良好的操作和密封性能。旁路挡板门(或插板门)的开启时间应能满足脱硫装置故障不引起锅炉跳闸的要求。
11.0.7 反应吸收装置出口至烟囱的低温烟道，应根据不同的脱硫工艺采取必要的适当的防腐措施。

11.0.8 脱硫工艺设计应为脱硫副产品的综合利用创造条件，经技术经济论证合理时，脱硫副产品可经过适当加工后外运，其加工深度、品种及数量应根据可靠的市场调查结果确定。若脱硫副产品无综合利用条件时，可考虑将其输送至储存场，但宜与灰渣分别堆放，留有今后综合利用的可能性，并应采取防止副产品造成二次污染的措施。厂内脱硫副产品的贮存方式，根据其具体物性，可堆放在贮存间内。贮存的容量应根据副产品的运输方式确定，不宜小于24h。



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11.0.9 当吸收剂和脱硫副产品是浆液状态，其输送系统应考虑防堵措施和加装管道清洗装置。
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11.0.10 脱硫控制室的设置及控制水平应符合下列规定：
1 脱硫控制室宜与除灰空压机室、除尘配电室等合并布置在脱硫装置附近，也可结合工艺流程和场地条件设独立的脱硫控制室。
2 脱硫系统的控制水平应与机组控制水平相当。
11.0.11 脱硫装置高、低压厂用电电压等级及厂用电系统中性点接地方式应与电厂主体工程一致。脱硫装置的高压负荷直接由主厂房高压段供电，在脱硫区设低压脱硫变压器向脱硫低压负荷供电，其高压电源引至主厂房高压段。
11.0.12 脱硫工艺系统的布置应符合下列规定：
1 脱硫反应吸收装置宜布置于锅炉尾部烟道及烟囱附近。
2 吸收剂制备和脱硫副产品加工场地宜在脱硫反应吸收装置附近集中布置，也可布置于其他适当地点。
3 脱硫反应吸收装置宜露天布置，并应有必要的防护措施。

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12 脱硝系统

12.0.1 脱硝工艺的选择应符合下列规定：
1 新建、扩建发电机组的锅炉应根据建设项目环境影响报告书批复要求预留烟气脱硝装置空间或同步建设烟气脱硝装置。循环流化床锅炉不宜设置烟气脱硝装置。煤粉炉在进行炉膛和燃烧器结构选型时宜采取降低氮氧化物排放的措施。
2 煤粉炉烟气脱硝工艺的选择应根据机组容量、煤质情况、锅炉氮氧化物排放浓度、对脱硝效率的要求、反应剂资源情况和运输条件、废水排放条件、脱硝副产品利用条件以及脱硝工艺成熟程度等综合因素，经技术经济比较确定。对于改造机组，还应考虑现场场地布置条件等特点。
3 当条件许可且技术经济比较合理时，可采用同时脱硫脱硝一体化的工艺。（免费下载）GB 50049-2011 小型火力发电厂设计规范

12.0.2 脱硝反应剂应符合下列规定：
1 脱硝反应剂应有可靠的来源。
2 厂内脱硝反应剂储存容量应根据供货连续性、货源远近及运输条件等因素确定。
3 脱硝反应剂的制备储运系统应有防止挥发、泄漏等污染的措施。如果有防火、防爆、防毒等方面的要求，应有相应保证安全的措施。
12.0.3 脱硝工艺如需要采用催化剂，应制定失效催化剂的妥善处理措施，优先选择可再生循环利用的催化剂，应避免二次污染。
12.0.4 脱硝装置不宜设置旁路烟道。
12.0.5 当脱硝装置引起引风机风压增加较大时，锅炉炉膛瞬态防爆压力的选取应考虑相应因素。
12.0.6 如果装设脱硝装置有可能生成腐蚀和堵塞锅炉空气预热器的产物时，空气预热器的设计应采取特殊的措施减轻或消除其影响。
12.0.7 脱硝反应装置容量、台数的选择应符合下列规定：
1 脱硝反应装置的额定容量宜按锅炉相对应的烟气量设计，不增加容量余量。
2 脱硝反应装置应采用单元制，即每台锅炉配1台反应装置。
3 脱硝反应装置入口烟温应按正常运行烟气温度设计，并应注意在锅炉异常运行条件下采取适当措施不致造成对设备的损害。
12.0.8 脱硝反应区控制系统宜纳入机组分散控制系统(DCS)，脱硝反应剂制备储运控制系统宜通过可编程控制器(PLC)控制或纳入机组分散控制系统(DCS)。

12.0.9 脱硝工艺系统的布置应符合下列规定：
1 脱硝反应装置宜根据脱硝工艺的流程布置于锅炉本体或尾部烟道及烟囱附近。
2 脱硝反应剂制备储运系统的布置应满足与周边建筑物相应的间距要求，布置于适当地点。必要时，应考虑不利风向的影响，系统设备区域内应设有通畅的道路和疏散通道。
3 脱硝反应装置宜露天布置，但应有必要的防护措施。大牛工程师

13 汽轮机设备及系统

14 水处理设备及系统

15 信息系统

16 仪表与控制

17 电气设备及系统

18 水工设施及系统

19 辅助及附属设施

19.0.1 发电厂的设计应根据机组容量、形式、台数、设备检修特点、地区协作和交通运输等条件综合考虑，一般不设置金工修配设施。大件和精密件的加工及铸件应充分利用社会加工能力。大修外包或地区集中检修的发电厂，应按机组维修或小修的需要配置修配设施。企业自备发电厂，当企业能满足发电厂修配任务时，不另设修配设施。文库_工程咨询_模版下载

19.0.2 当发电厂位于偏僻、边远地区时，可根据机组的容量和台数，因地制宜地设置锅炉、汽机、电气、燃料、化学等检修间，并配置常用的检修机具和工具。
19.0.3 发电厂应设有存放材料、备品和配件的库房与场地。材料库、油库的布置应符合现行的消防规范的有关规定。企业自备发电厂的材料库等可由企业统筹规划设计。
19.0.4 发电厂宜设置控制用和检修用的压缩空气系统，压缩空气系统和空气压缩机宜符合下列规定：
1 发电厂的压缩空气系统宜全厂共用，包括化学、除灰等工艺专业。
2 控制用和检修用的系统宜采用同型号、同容量的空气压缩机，并集中布置。空气压缩机出口接人同一母管，母管上应设控制用和检修用压缩空气电动隔离阀，并设低压力联锁保护，保证控制用压缩空气系统压力在任何工况下均满足工作压力的要求。两系统的贮气罐和供气系统应分开设置。压缩空气的供气压力应满足用气端的要求。控制用压缩空气的供气管道宜采用不锈钢管。
3 运行空气压缩机的总容量应能满足全厂热工控制用气设备的最大连续用气量，并应设置1台备用。
4 当全部空气压缩机停用时，热工控制用压缩空气系统的贮气罐容量应能维持在5min～10min的耗气量，气动保护设备和远离空气压缩机房的用气点宜设置专用的稳压贮气罐。
5 热工控制用压缩系统应设有除尘过滤器和空气干燥器，并与运行空气压缩机的容量相匹配，供气质量应符合现行国家标准《工业自动化仪表气源压力范围和质量》GB 4830的有关规定，气源品质应符合下列规定：
1)工作压力下的露点应比工作环境最低温度低10℃。
2)净化后的气体中含尘粒径不应大于3μm。
3)气源装置送出的气体含油量应控制在8ppm以下。
6 空气压缩机房应设有防止噪声和振动的措施。
7 当企业设有空气压缩机站，且输送条件合适时，企业自备发电厂可不另设空气压缩机。
19.0.5 发电厂设备、管道的保温设计应符合下列规定：
1 发电厂的保温设计应符合现行国家标准的有关规定。
2 表面温度高于50℃，且经常运行的设备和管道应进行保温。对表面温度高于60℃且不经常运行的设备和管道，凡在人员可能接触到的2.2m高度范围内，应进行防烫伤保温，保温层外表面温度不应超过60℃。露天的蒸汽管道宜设减少散热损失的防潮层。
3 设备和管道保温层的厚度应按经济厚度法确定。当需限制介质在输送过程中的温度降时，应按热平衡法进行计算。
4 选用的保温材料的主要技术性能指标应符合下列规定：
1)介质工作温度为450℃～650℃，导热系数不得大于0.11W／(m·K)。
2)介质工作温度小于450℃，导热系数不得大于0.09w／(m·K)；导热系数应有随温度变化的导热系数方程或图表。
3)对于硬质保温材料密度不大于220kg／m³，对于软质保温 材料密度不大于150kg／m³。
5 保温的结构设计应符合下列规定：
1)保温层外应有良好的保护层。保护层应能防水、阻燃，且其机械强度满足施工、运行要求。
2)采用硬质保温材料时，直管段和弯头处应留伸缩缝；对于高温管道垂直长度超过2m～3m，应设紧箍承重环支撑件；对于中低温管道垂直长度超过3m～5m，应设焊接承重环支撑件。
3)阀门和法兰等检修需拆的部件宜采用活动式保温结构。
19.0.6 发电厂的设备和管道的油漆、防腐设计应符合下列规定：
1 管道保护层外表面应用文字、箭头标出管内介质名称和流向。
2 对于不保温的设备和管道及其附件应涂刷防锈底漆两度、面漆两度，对于介质温度低于120℃的设备和管道及其附件应涂刷防锈底漆两度。

19.0.7 发电厂宜设贮油箱和滤油设备，不设单独的油处理室。透平油和绝缘油的贮油箱的总容积，分别不应小于1台最大机组的系统透平油量和1台最大变压器的绝缘油量的110％。

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20 建筑与结构

21 采暖通风与空气调节

22 环境保护和水土保持

23 劳动安全与职业卫生

24 消 防

24.0.1 发电厂的消防设计应符合现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB 50229的有关规定。工程咨询_县域经济_资料共享

附录A 水质全分析报告

化验单位： 负责人： 校核者： 化验者：

（免费下载）GB 50049-2011 小型火力发电厂设计规范