中国华电集团公司火电工程设计导则

机密

中国华电集团公司

火力发电工程设计导则

(A版)

印数200 册

页数68 页

编号

中国华电集团公司

2005年7月北京

目录

1、范围 (1)

2、总则 (1)

3、厂址选择 (3)

4、总体规划 (7)

5、主厂房布置 (10)

6、运煤系统 (12)

7、锅炉设备及系统 (16)

8、除灰渣系统 (18)

9、汽轮机设备及系统 (21)

10、水处理设备及系统 (23)

11、热工自动化 (27)

12、电气设备及系统 (29)

13、水工设施及系统 (35)

14、辅助及附属设施 (41)

15、建筑与结构 (42)

16、采暖通风和空气调节 (48)

17、环境保护 (51)

18、消防 (58)

19、工程投资及经济评价 (60)

1 范围

1.1本导则适用于中国华电集团公司（以下简称：集团公司）(含分支机构)及其全资、控股子公司所属的火力发电工程。

1.2 本导则作为企业的指导性标准，如与国家的强制性标准相矛盾，应按国家标准执行。

1.3本导则适用于汽轮发电机组容量为300MW～600MW级机组的凝汽式及供热火力发电厂设计。其它机组可参照使用。

1.4 本导则适用于新建或扩建火电厂的设计，改建工程的设计也可参照使用。

1.5 本导则中未涉及的内容仍按照国家和行业有关标准执行。

2 总则

2.1为了贯彻集团公司提出的“安全高效、经济适用、有保有压、区别对待”电力建设基本方针和控制工程造价的一系列措施，积极推广先进、成熟、可靠的设计技术，注重节煤、节水、节电、节地和控制非生产性设施的规模和标准，统一和明确建设标准，以合理的投资，获得最佳的企业经济效益和社会效益，特制定本导则。

2.2 发电厂的设计，必须按国家最新规定的核准制程序进行。设计文件应按规定的内容和深度完成批准手续。对于扩建电厂，其建设规模在电厂的规划容量范围内且外部建厂条件变化不大的扩建工程，可直接进入可行性研究阶段。

程序：初可----初可审查----可研阶段（含其它六个报告）----可研阶段报告审查----核准报告----核准批复----初步设计----施工图----竣工图。

2.3新建或扩建的发电厂的设计和校核煤种及其分析数值是设计的基本依据，影响设备和系统选择、工程造价、发电厂的安全生产和经济运行，项目法人应充分重视，进行必要的调查研究，合理确定煤质，使其能代表长期实际燃用煤种。

设计及校核煤质资料应经华电集团燃料主管部门审核后批准实施。并以正式文件的形式下达。

2.4 发电厂的机组台数不宜超过八台，机组容量等级原则上不宜超过两种。

2.5新建发电厂应根据电力市场的需求及建厂条件按规划容量一次建成或分期建成。

发电厂的建厂地点，规划容量、本期建设规模和建设期限、选用机组容量、联网方式、燃料来源和品种、投资控制指标等，应以经过批准的项目申请报告作为依据。在设计过程中，若因具体条件变化，必须改变原有方案或审查意见时，应及时报请集团公司审定。

2.6煤电一体化设计总则

煤电一体化，即煤矿开采建设、煤炭运输、电厂建设、电厂运营、资源分配统一考虑。

充分考虑煤、电、路联营坑口电站的特点，最大限度做好统一规划：

(1)优先使用煤矿疏干水做为电厂水源，不足部分利用其它水源。

(2)电厂原则上不设专用灰场。永久灰场利用煤矿废矿坑；初期灰场优先使用煤田排土场。

(3)当煤矿产量与电厂耗煤量相匹配时，且距离≤5km，宜采用皮带输送；﹥5km，应经过技术经济比较后确定其运输方式。

(4)煤矿用水、用电、采暖用热以及生活污水处理、通讯设施等由电厂统一解决。

(5)煤矿生产相关的辅助设施应统一规划。

2.7机组类型选择准则

机组参数、类型的选取，应根据国家能源产业政策的相关规定，结合地区市场煤价通过全面技术经济比较后确定。一般可按下列原则选取：

沿海电厂------超临界或超超临界600MW级及以上。

坑口电站------亚临界或超临界600MW级及以上。

其它地区------超临界或超超临界600MW级及以上。

大、中城市供热机组，宜采用300MW等级机组；中、小城市根据热负荷情况，可采用300MW以下的供热机组。

对于电网容量不大的地区，也可采用亚临界300MW等级机组。

对水资源匮乏地区，原则上采用空冷机组，对于有充足中水水源的电厂，也可采用湿冷机组。

2.8在发电厂设计中，应积极采用示范电厂的优化成果、典型设计和先进的设计方法和手段，以提高设计质量和控制工程造价，并结合工程特点不断创新。

2.9在电厂规划设计中，应贯彻《中国华电集团公司劳动定员标准》，在厂区建筑布局、控制系统和设备选型等方面应体现提高人员效率，降低人工成本的要求。

3 厂址选择

3.1初步可行性研究阶段应提出二个以上厂址进行比选后进入可研阶段，可研阶段确定一个推荐厂址进入初步设计阶段。

3.2 发电厂的厂址选择，应根据中长期电力规划、燃料来源、运输条件、地区自然条件、环境保护要求和建设计划等因素全面考虑。

3.3 选择发电厂厂址时，应研究电网结构、电力和热力负荷、燃料供应、水源、交通、燃料及大件设备的运输、环境保护要求、灰渣处理，出线走廊、地质、地震、地形、水文、气象、占地拆迁、施工以及周围工矿企业对电厂的影响等条件，拟订初步方案，通过全面的技术经济比较和经济效益分析，提出论证和评价。

3.4发电厂的厂址选择要贯彻国家节约用地的基本国策，充分考虑厂址所在区域的土地资源、水资源、生态环境资源的条件，电厂建设应节约用地，尽量利用非可耕地和劣地；节约用水，尽量不破坏原有森林、植被；减少土石方量，减少已有设施的拆迁，减少人口搬移等。

3.5 发电厂的选址和建设必须贯彻建设社会主义和谐社会的精神，从全局出发，正确处理相邻城镇、工矿企业、农业、国防和人民生活等各方面的关系，具体应注意以下几方面:

3.5.1除以热定电的热电厂外，不应在大中城市的建成区及规划区新建燃煤电厂。

3.5.2发电厂的厂址宜选择在城镇或居民区常年最小频率风向的上风侧，减少空气污染。

3.5.3 发电厂的厂址选择必须满足环保的要求。

3.5.4选择发电厂厂址时，应统筹考虑灰场位置，灰场宜选择在城镇、生活区、电厂常年最小频率风向的上风侧，尽量避免灰场对城镇、居民区的环境污染，为总体规划的合理性创造条件。

3.5.5确定发电厂厂址时，应取得国家、省部级有关部门同意或认可的文件，主要有：国土资源部授权的土地主管部门同意厂址用地的文件；省、市规划主管部门同意厂址选择的文件；环境保护行政主管部门出具的环境影响评价文件的审批意见；水利行政主管部门对水土保持方案的批复意见；相应电网主管单位同意并网的意见；国家地震局或委托省地震主管部门出具的地震安全性评价审批文件。此外，对于燃料和水源供应、铁路运输及接轨、公路和码头建设、供热管网走廊等也应具有相应的同意性文件。若厂址附近有机场、军事设施、矿产资源或文物古迹，则除应考虑它们对厂址的影响外，还应取得相关主管部门同意或认可的文件。

3.6在初步可行性研究阶段，当有多个推荐的厂址时，应对各厂址的外部建厂条件进行技术经济比较，宜落实到投资，从而对厂址建设顺序和规模提出意见。

3.7在选定厂址时，应对建设规模和建成期限提出意见，并对装机容量提出建议。

3.8厂址场地标高应考虑与发电厂等级相对应的防洪标准(见表3-1)。

表3-1 发电厂的等级和防洪标准

发电厂等级规划容量（MW）防洪标准(重现期)

Ⅰ＞2400 ≥100、200年1）一遇的高水(潮)位

Ⅱ400～2400 ≥100 年一遇的高水(潮)位

Ⅲ＜400 ≥50年一遇的高水(潮)位

1) 对于风暴潮严重地区的特大型的海滨发电厂取200年。

如低于上述标高时，厂区必须有防洪围堤或其他可靠的防洪设施：

对位于海滨的发电厂，其防洪堤(或防浪堤)的堤顶标高应按表3-1防洪标准(重现期)的要求加重现期为50年累积频率1%的浪爬高和0.5m的安全超高确定。

对位于江、河、湖旁的发电厂，其防洪堤的堤顶标高应高于频率为1%的高水位0.5m；在具有一定的安全距离及可靠的排水措施的前提下，可以考虑越浪；当

受风、浪、潮影响较大时，尚应再加重现期为50年的浪爬高。防洪堤的设计尚应征得当地水利部门的同意。

在有内涝的地区建厂时，防涝围堤堤顶标高应按百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。当有排涝设施时，则按设计内涝水位加0.5m的安全超高确定。

对位于山区的发电厂，应考虑防、排山洪的措施，防排设施应按频率为1％的山洪设计。

围堤或防、排洪措施宜在初期工程中按规划规模一次建成。

3.9应对厂址及其周围区域的地质情况进行调查和勘探，制定勘测技术方案，进行合理的勘测工作，提供勘测报告。在规划选厂阶段，应以充分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工作，了解厂址区域地质资料和厂址地质地貌概况，对拟选厂址的区域稳定性作出评价；在工程选厂阶段，还应根据厂址场地的复杂程度和工程要求，有针对性地选用工程地质测绘、勘探、原位测试和室内试验等手段，确定影响厂址稳定性的工程地质条件和了解主要岩土工程问题，对厂址场地的稳定性和工程地质条件作出评价。

3.10发电厂厂址的地震基本烈度必须按国家颁布的现行《中国地震烈度区划图》和《中华人民共和国防震减灾法》确定。根据电力工程的具体条件对下列新建工程应进行烈度复核或地震安全性评价：

(1)位于地震烈度区分界线附近的发电厂应进行烈度复核。

(2)位于地震研究程度和资料详细程度较差的边远地区，且规划容量600MW 及以上的发电厂，应进行烈度复核。

(3)位于地震基本烈度大于或等于7度地区，且规划容量大于2400MW的发电厂，应进行烈度复核或地震安全性评价。

(4)位于地震基本烈度为9度地区，且规划容量600MW及以上的发电厂，应进行烈度复核或地震安全性评价。

(5)对于地震地质条件特别复杂的重要发电厂，应进行烈度复核或地震安全性评价。

当需要提供地震水平加速度值时，可按下列规定取值：

6度时取0.05g；7度时取0.10g；8度时取0.20g；9度时取0.40g。

3.11发电厂厂址严禁选在滑坡、岩溶发育程度高的地区或发震断裂地带以

及9度以上地震区；机组容量为300MW及以上或全厂规划容量为1200MW及以上的发电厂不宜建在9度地区。

厂址应避让重点保护的自然和人文遗址，也不宜设在有重要开采价值的矿藏上或矿藏采空区上。

山区发电厂的厂址，宜选在较平坦的坡地或丘陵地上，应注意不破坏自然地势，避开有危岩、滚石和泥石流的地段。

3.12选择发电厂厂址时，其供水水源必须落实可靠，并应考虑水利、水电规划对水源变化的影响，且应编制综合技术经济比较的专题报告。

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均稳定的地段，且应避免泥沙、草木、冰凌、漂流杂物、排水回流等影响，必要时应进行模型试验。

3.13在靠近煤源且其他建厂条件良好而水资源匮乏的地区，可考虑采用空冷式冷却系统。

3.14对燃料采用铁路运输的发电厂，应考虑发电厂的铁路专用线便于同国家铁路线或其他工业企业的专用线相连接，其连接距离宜短捷，并应避免建造大型桥梁、隧道或与国家铁路干线交叉，且铁路设计院应对接轨点、中间站及轨道路线充分优化后确定，必要时编制专题报告，原则上电厂只负责电厂接轨站的改造及电厂铁路专用线的建设，由此引发的其他车站及线路的改造费用则不应由电厂负责；对燃料采用水路运输的发电厂，应根据船舶的吨位和泊位，在厂址范围内或其附近选择航道和岸滩稳定、水流平缓、水域开阔、水深适当、淤积量小、地质良好的地段作为码头的位置；对燃料采用公路运输的发电厂，宜利用现有的公路条件；对距燃料产地较近的发电厂，应考虑采用长胶带输送机或汽车运煤的可能性。

3.15选择燃煤发电厂厂址时，必须选择合适的贮灰场。贮灰场应不占或少占农田，不应占用江河、湖泊的蓄洪、排洪区，并满足环境保护的有关要求。

贮灰场的总容量应能存放按规划容量计算二十年左右的灰渣量。贮灰场应分期分块建设。贮灰场初期征地宜根据当地灰渣综合利用条件来确定，对于综合利用较差的地区，初期征地宜能存放按本期容量及设计煤种计算5-8年左右的灰渣量；综合利用较好地区，初期征地宜能存放按本期容量及设计煤种计算3-5年左右的灰渣量；综合利用条件好的地区（如华东地区等），原则上只设备用灰场，初

期征地宜能存放按本期容量及设计煤种计算1年的灰渣量。

3.16选择厂址时，应按发电厂规划容量的要求，充分考虑接入系统的出线条件。

3.17厂址宜优先选择在环境容量较大，排放条件较好的地区。

3.18选择发电厂厂址时，应注意发电厂与其他工业企业所排出的废气、废水、废渣的相互影响。

3.19选择发电厂厂址时，其供水水源必须落实可靠，并应考虑水利、水电规划对水源变化的影响。对于直流供水的发电厂厂址，应考虑进排水对水域航运、环境、生态和城市生活用水等的影响。

3.20对于直接空冷机组，尤其在厂址用地受限制的情况下，应将夏季风频作为厂址选择的重要影响因素予以考虑。

3.21对于异地扩建厂，应充分考虑老厂现有设施的再利用，并宜与邻近企业协作，减少附属、辅助建构筑物的建设投资。

3.22对于海滨电厂，应优先考虑将煤码头与电厂贴建的可能性。

3.23在厂址选择时，对于外部建厂条件好、区域电力需求量大的厂址，应充分利用厂址资源，考虑在突破规划容量时，应有再扩建的用地条件。

3.24在电力需求度大，区域发展前景好的地区，对连续建设或建设间隔3～5年的项目，经集团公司批准后，其用地可一次征用。

4 总体规划

4.1发电厂的总体规划是一项系统工程，应根据发电厂的生产、施工和生活需要，结合厂址及其附近地区的自然条件，对厂区、施工区、施工生活区、水源地、供排水设施、污水处理设施、灰管线、贮灰场、灰渣综合利用、交通运输、出线走廊、供热管网等，立足近期，考虑远景，统筹规划。

4.2发电厂的总体规划，应贯彻节约用地的原则，通过优化，控制全厂生产、非生产和施工用地的面积。

4.2.1扩建工程尽可能依托老厂减少辅助生产设施：如燃油设施、起动用汽、输煤设施、生活设施、检修用设备和制氢站等。

4.2.2强调实用，杜绝“气派”：电厂建筑首先是工业建筑，崇尚简洁实用

有效，不追求豪华气派，不设厂前区，但同时贯彻以人为本、方便于人、服务于人的思路。

4.2.3加强施工管理、结合当地特点减少施工用地。根据施工机械化水平的提高、施工管理的现代化的特点，同时对施工生产用地等采取一地多用、合理交叉等多项措施，尽量减少施工用地。

4.2.4按照集团公司定员标准，严格控制行政管理、公共福利建筑及其它辅助建筑物面积。

4.2.5进行合理的功能分区

在厂区总平面规划时，应根据电厂工艺流程及建构筑物的功能性质等将厂区划分为若干个功能分区，各功能分区尽可能地采用联合、多层、成组布置，以减少全厂建筑物数量，少占地。

主要功能分区：主厂房区、配电装置区、冷却水塔区、燃煤设施区、脱硫设施区、化学水处理区、工业废水处理区、行政管理和公共福利建筑等。

4.2.6采用联合建筑

贯彻示范电厂的设计成果，尽可能采用联合、合并、成组、毗连等布置手法，减少厂区特别是厂前辅助及非生产建筑物项目，既节省用地又方便人员活动，还能兼顾美观。具体原则如：取消厂前区，将电厂行政管理和公共福利设施合并为一栋综合楼布置；除灰用空压机房与除灰除尘控制楼合为一建筑物；工业、生活、消防水泵房合并为综合泵房；工业废水、雨水及生活污水泵房宜合并为排水泵房；材料库、材料棚库、特种材料库及检修间宜成组布置；化学实验楼靠近主厂房时，生产办公楼等也可与化学实验楼合并；宜设置输煤综合楼将运煤系统运行值班室、检修间、配电间、控制室、入厂煤制样间和浴室等集中布置等。但最终组合方案应通过方案比较来确定。

4.2.7充分利用地形、地质条件布置建、构筑物

根据厂区地形、地质条件的特征，对建筑物的排列和厂区围墙不强求规整，尽量使设计等高线沿自然地形等高线布置，将主厂房、烟囱、水塔等大体量建构筑物布置在地质条件好的地段。厂区自然地形坡度在3%及以上时，应首先考虑阶梯式布置，或阶梯式、平坡式相结合的布置方案，因地制宜，节约用地，节省投资。

4.2.8采用架空综合管廊

发电厂各种管线除自流管线(雨水、污水)、消防供水及生产生活供水外，其余管线(如电缆、暖气管、制冷管、蒸汽管、除灰管、压缩空气管等)宜架空敷设。但对于寒冷地区未采取防冻措施的非连续运行的管线，宜采用地下布置。

管架宜采用钢筋混凝土结构，对桁架部分、有特殊要求或施工较困难的地段可采用钢结构。

4.3办公楼与主厂房间原则上不设天桥。

4.4化学试验楼同化学水处理站毗邻布置，集中布置水、煤、油试验室。条件允许，可以将环保试验室布置该试验楼内。入厂煤磨碎、制样等设备布置在输煤综合楼内。

4.5对多台机组的脱硫公用设施，应统一规划，同时应考虑预留脱硝的条件。

4.6对于电厂铁路专用线、脱硫岛等附属工程设计，作为主体设计单位应负责设计接口衔接与协调，做好归口工作。

4.7以4台机组为一单元，平原地区300MW、600MW机组的新建电厂，达到规划容量时用地面积可参照如下范围执行：

单位容量用地面积

m2/kW 用地面积

hm2

其它

4×300MW

二次循环冷却系统0.35～0.43 42～51.6

直流冷却系统0.27～0.34 32.4～40.8

直接空冷系统0.30～0.38 36～45.6

4×600MW

二次循环冷却系统0.25～0.35 60～84

直流冷却系统0.22～0.31 52.8～74.4

直接空冷系统0.24～0.33 57.6～79.2

4.8厂区土石方宜挖填平衡，若填挖方量差别较大时，应选择合理的弃土场或取土场。厂区土石方量平衡，宜分期、分区考虑厂区挖填方量的平衡，后期工程土石方不宜在前期工程中一起施工，但应考虑后期开挖对前期工程生产运行的影响。

厂区土石方工程量综合平衡，除场地平整土石方量外，还应考虑建、构筑物基坑、露天煤场及锅炉炉后设施区地坪处理、地下沟管道、排水明沟、铁路、道

路路基的土石方回填余方和基础换填土石方工程量。

在不设大堤或围堤的厂区，主厂房区域的室外地坪设计标高应高于设计高水位0.5m。

5 主厂房布置

5.1 一般规定

5.1.1发电厂主厂房布置应适应生产工艺要求，并做到：设备布局和空间利用合理、管线连接短捷、检查通道和检修场地布置恰当、为电厂的安全运行、检修维护、控制造价创造条件。

5.1.2主厂房布置应根据总体规划要求，考虑扩建条件。

5.1.3主厂房布置形式，根据工程具体条件，可采用不同形式的主厂房布置方案，不局限于四列式顺序布置。其主要尺寸不宜超过同类机组主厂房参考设计的尺寸，工程量不宜超过同类机组参考工程量的限额指标,具体工程应进一步优化。

5.1.4主厂房柱距，一般宜采用相同柱距。为优化布置，降低造价，也可局部采用不等柱距。

5.1.5集中控制室，宜至少两台机组合用一个，布置在两炉之间。300MW机组，取消控制楼；600MW机组，减少控制楼体积，尽量不设控制楼。

5.1.6热控设备采用局部物理分散布置。

5.1.7主厂房6kV或10kV厂用配电装置及PC动力中心布置在汽机房内。

5.1.8本导则是按钢筋混凝土结构考虑主厂房布置，其有关尺寸多为控制性尺寸，具体工程中，可根据工程实际情况进行优化调整。

5.1.9 600MW机组汽机房A列柱中心至锅炉烟囱中心尺寸，考虑预留脱硝装置之后，宜控制在195～200m之内（脱硫装置布置在锅炉尾部烟囱之后）。

5.2 锅炉房布置

5.2.1在非严寒地区，锅炉宜采用露天或半露天布置，在严寒地区宜采用紧身罩封闭。

5.2.2电除尘器一般采用露天布置。除尘器灰斗应有防结露措施。严寒地区电除尘器顶部及灰斗宜设简易封闭。

5.2.3在非严寒地区，吸风机、送风机、一次风机宜采用露天布置。露天布置的辅机，其电动机及其相应仪表宜采用全封闭形式。

5.3 煤仓间布置

5.3.1煤仓间给煤机层标高，应由磨煤机型式及其检修所需空间决定，该层标高尽可能与锅炉运转层标高一致，以方便运行。

600MW机组给煤机层标高宜为17m，300MW机组给煤机层标高宜为12.5m。

5.3.2煤仓间跨度，应由磨煤机型式及其检修所需空间、输煤皮带及煤斗的布置决定。

600MW机组煤仓间跨度为12.5m(MPS型磨煤机)或11.5m(HP型磨煤机)。

当采用双进双出磨煤机横向布置时，宜将煤仓间跨度和炉前通道综合考虑磨煤机的布置（磨煤机一端的落煤口位于炉前通道跨内），这样可以大大减少煤仓间的体积，届时煤仓间的跨度为14m,炉前通道距离为9m。

5.4 汽机房布置

5.4.1 600MW和300MW的湿冷、空冷机组均宜采用纵向顺列布置。300MW湿冷机组在通过技术经济比较后，也可采用横向布置。

汽机房运转层，采用大平台布置形式。

600MW(湿冷、空冷)机组运转层平台标高为13.7m。2×600MW汽机房长度≤171.5m(10m×17+1.5m)，采用中速磨时柱距为10m。

300MW(湿冷、空冷)机组运转层平台标高为12.6m。2×300MW汽机房长度≤154.5m(9m×17+1.5m)，采用中速磨时柱距为9m。

两台机之间应有一个柱距的零米检修场地。

5.4.2对600MW湿冷机组，若汽机房跨度为30.6m。汽动给水泵布置在运转层平台，位于主机与B列柱之间。

对300MW湿冷机组，若汽机房跨度为27.00m。汽动给水泵布置在运转层平台，位于主机与B列柱之间。

对300MW湿冷机组采用电动主给水泵和立式高低压加热器时，取消除氧间，除氧器布置在汽机房运转层平台上，汽机房跨度为30.00m。

5.4.3对600MW空冷机组，采用电动主给水泵时推荐汽机房跨度为27 m；

对300MW空冷机组，采用电动主给水泵时推荐汽机房跨度为24m。

5.4.4 汽机房和除氧间原则上不设零米地下沟道(循环水管坑除外)。闭式冷却水供、回水母管等均采用架空布置，必须布置在零米以下的管道(无压放水母管等)采用地下直埋敷设。

5.4.5 闭式冷却水换热器在炎热、严寒地区均宜布置在室内，以避免日晒和冰冻的影响。

5.5 除氧间布置

5.5.1 600MW机组除氧间跨度为10.5m。300MW 机组除氧间跨度为9m。

5.5.2 对于600MW和300MW湿冷机组，零米层均布置启动备用电动给水泵和汽动泵的前置泵等。

除氧间零米层靠B列柱侧应有不小于3m的纵向通道，设备四周应有适宜的巡回、检修路径。

5.5.3对于600MW和300MW空冷机组，零米层均布置电动主给水泵和启动备用电动给水泵等。

5.5.4对于600MW湿冷机组，为保持启动备用电动给水泵的检修空间高度，中间层的标高宜为

6.9m。

5.5.5除氧器给水箱的布置高度，应保证汽轮机甩负荷瞬态工况下，给水泵或其前置泵进口不发生汽化。除氧器高位布置时，600MW机组除氧器层标高一般为2

6.0m以内。300MW机组除氧器层标高一般为21.50m以内。根据工程情况，除氧器也可以低位布置在运转层上。

6 运煤系统

6.1 一般规定

6.1.1在远离煤源点的地区建设电厂，应做好电厂燃用煤质的经济性论证。

6.1.2运煤系统属于发电厂的公用设施，不能象主机一样逐台扩建，因此，在初期方案规划时就应该根据本期的建设容量和电厂的最终容量，并结合厂内外的边界条件，在保证实现系统功能和安全可靠的前提下认真考虑系统的建设规模，使设计方案具有较高的经济性、灵活性和适应能力。若机组台数较多、煤的热值较高，且连续扩建，应尽量采用一套输煤系统为四台锅炉(或以上)供煤，以减少

工程投资。

6.1.3对于高挥发份煤的自燃问题应采用预防为主的方针，防治结合的方法，选择合理的运行方式和适当的设备配置，为预防和治理煤的自燃提供便利的条件及有效的手段。

6.1.4厂内运煤工艺系统应尽量简捷，避免不必要的交叉。

6.2 卸煤系统

6.2.1由于卸煤系统的故障不直接影响向锅炉供煤的安全，因此卸煤系统的设备备用裕度可低于上煤系统。在来煤条件好的电厂，卸煤系统可考虑不设备用，但应有应急设施。

6.2.2对采用铁路底开车来煤、缝式煤槽卸煤的电厂，当铁路调车方式允许时，尽量采用单线缝式煤槽，以降低工程造价。煤槽的排空能力除满足系统要求外，还应考虑与煤槽的缓冲容量和底开车卸煤时间的匹配，保证车辆在允许的停留时间内卸完。

6.2.3电厂采用汽车运煤时，运煤车型及吨位范围应根据当地社会运力与公路运输条件等具体情况通过调研确定。首选大吨位自卸车，以降低电厂汽车卸煤设施造价，改善电厂卸煤条件。

采用自卸车的缝式煤槽每个车位卸煤能力

参考车牌号额定载质量

（t）

车位卸煤能力

（104t/a）

黄河、东风、移山7～10 ≥15

解放、东风、红岩12～15 ≥18～20

红岩、斯太尔、工环17～20 ≥22～25

工环、大力、青专24～32 ≥30～35

6.2.4自卸式底开车卸煤装置选择原则：

a.不经国家铁路干线，且运距在100km内（当有类似条件的先例或经过调研和技术经济比较后，运距可适当放宽）；

b.非严寒地区或来煤的水分较低，不会导致冻结；

c.严寒地区，但煤矿可以在冬季提供松散的冻煤。

（当a、b或a、c同时满足时，应首选自卸式底开车卸煤装置）

6.2.5采用翻车机卸煤的电厂，当工程分期建设，且规划容量时的全厂耗煤量符合《大火规》关于设置两台翻车机的条件时，可采用翻车机室一次建成，设

备分期安装的方法。对适合选用双车翻车机的电厂，当铁路和场地条件允许时，宜优先选用通过式翻车机调车系统。

6.2.6推荐的两台”C”型单车翻车机室地上部分布置尺寸：

跨度：27m；柱距：5×6m；起重机行走轨道轨顶至铁路轨顶距离：9.50m。配电间、控制室等宜紧靠进车端布置，跨度27m，柱距1×8m。地面层中部可设置为夹轮器、摘钩台的液压站；二层设置控制室，采用外飘式落地窗，保证操作人员的视野开阔；三层设置配电间；四层可作为除尘器间。

6.2.7对采用翻车机卸煤的电厂，当来煤品质有保证时，不宜设清箅破碎机。对寒冷地区可能有大块冻煤的情况下，可设置清箅破碎机。

6.3 储煤系统

6.3.1对煤电一体化的坑口电站，为保证电厂燃料供应的安全性，降低工程造价，应统筹考虑煤矿地面工业场站与电厂贮煤设施的建设，当煤矿有条件满足《大火规》中有关贮煤场容量的条款时，电厂应尽量减少煤场甚至取消煤场。当电厂内需要设置煤场时，存煤量下限以3天为宜。

6.3.2在距离城市较近的供热电厂，应优先采用露天煤场，并在四周设置消风防护网罩，满足环保要求。当有特殊要求，需设置筒仓时，其设置应遵守《大火规》的有关条款。当系统中采用筒仓作为储存、混煤或缓冲设施时，应在设计文件中强调说明筒仓的存煤时间，以防发生煤在筒仓中自燃或形成板结。筒仓的存煤时间可根据煤种、煤质及工程的具体情况等因素确定，一般煤种不超过15天，对于褐煤及高挥发份易自燃的煤种不超过7天。筒仓的排煤出口尽量采用能使筒仓内煤位整体下降的设备，防止筒仓内因煤位不均匀而形成棚煤、堵煤等现象。筒仓应按《大火规》的要求设置必要的安全监测报警系统，但不可采用向仓内喷水降温。

6.3.3干煤棚的设置应根据煤的物理特性、当地气候条件、制粉系统和煤场设备的形式等条件慎重考虑。无特殊原因尽量不设干煤棚。

6.4 筛碎设施

6.4.1由于循环流化床锅炉对燃料粒度的要求较小，当系统中一级破碎不能满足要求时，应设置两级破碎。

6.4.2对环锤式破碎机事故状态下的动扰力值，建议由设备制造商提供，一般情况下按打碎一个锤头时的重心偏离量计算。

6.5 输送系统

6.5.1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。

6.5.2在南方和北方部分非寒冷地区，当气象条件及环保条件允许时，带式输送机可采用露天布置或半露天布置，当采用露天布置时应设置防雨罩。

6.6 辅助设施

6.6.1入炉煤采制样装置：对双路系统宜设置一套装置，配双采样头。

6.6.2给煤设备：若没有适当的理由和需要，不推荐采用进口给煤机。

6.6.3煤仓间配煤设备：若没有适当的理由和需要，不推荐采用卸料小车。

6.6.4检修设备：应根据新的电厂运行体制省去不必要的检修车间及检修设备。

6.7 运煤车间辅助建筑

6.7.1由于新建大型电厂运煤系统定员少，输煤综合楼的设置与否以及其功能和面积应根据具体情况认真研究确定。输煤综合楼宜将输煤配电间、输煤程控室、运行值班室、入厂煤制样间等集中布置。

a.办公室面积(包括主任办公室、资料室等)：宜不大于40m2。

b.运行值班室（包括值班休息室、学习和会议室等）：宜不大于80m2。

c.浴室面积（包括更衣室、卫生间）：宜不大于50m2。

d.输煤程控室和配电间宜做上下层布置，其面积和层高根据电气一、二次专业提出的具体要求确定。

e.检修维护间：应根据全厂情况统一安排，减小或不单独设置运煤系统检修维护间。

6.7.2在非严寒地区，可不设专用的推煤机库，但应设推煤机露天停放场地和检修库。

6.8 煤尘防治

6.8.1煤场水喷林装置的喷洒面积应能覆盖整个煤堆。

6.8.2煤场是否设置封闭煤棚或抑尘挡风墙，应根据环评审查报告的要求确定。

7 锅炉设备及系统

7.1 锅炉设备

7.1.1锅炉应优先采用煤粉炉。对于300MW及以下机组，当燃用高硫劣质煤或煤矸石时，可选择循环流化床锅炉。

7.1.2锅炉与汽轮机容量匹配原则

7.1.2.1锅炉最大连续蒸发量应与汽轮机调节阀门全开时的进汽量相匹配。

7.1.2.2机组汽轮机调节阀门全开的进汽量宜不大于汽轮机最大连续出力时进汽量的105%,但不应小于103%。

7.1.3大容量机组锅炉一般应采用三分仓回转式空气预热器。300MW等级锅炉每台炉可配1-2台空预器；600MW等级及以上锅炉宜每台炉配2台空预器。

7.1.4锅炉应预留装设脱氮装置布置空间和条件。

7.2 煤粉制备

7.2.1制粉系统型式应根据电厂设计和校核煤质特性、负荷性质、磨煤机使用条件、并结合锅炉炉膛结构和燃烧器结构形式等因素综合确定。对于大容量机组，煤种适宜时，宜优先选用中速磨煤机直吹式制粉系统。

7.2.1.1燃用冲刷磨损指数Ke<5.0的烟煤、挥发份Vdaf≥15%的贫煤及外在水份Mf≤18%的硬质褐煤时，都宜选用中速磨煤机正压直吹式制粉系统。

7.2.1.2燃用无烟煤、低挥发份贫煤或磨损性很强的煤种时，宜选用双进双出钢球磨煤机正压直吹式制粉系统。300MW等级锅炉也可采用常规钢球磨煤机中间储仓式制粉系统。

7.2.1.3燃用高水份、磨损性不强Ke<1.5的褐煤时，当锅炉配风不能满足中速磨干燥要求时，可选用风扇式磨煤机直吹式制粉系统。

7.2.2直吹式制粉系统的磨煤机台数的选择: 采用中速磨煤机时，300MW机组装设的磨煤机一般为5台；600MW机组宜为6台，其中1台备用。褐煤锅炉磨

煤机台数应根据磨煤机试磨情况优化选择；采用双进双出钢球磨煤机时，300MW 机组宜装设3台磨煤机，600MW机组宜为6台，不设备用磨煤机。

7.2.3直吹式制粉系统的一次风机宜优先采用冷一次风机。

600MW等级及以上机组一次风机宜采用动叶可调轴流式风机；300MW机组一次风机宜采用高效离心式（后弯叶片）风机，也可采用动叶可调轴流式风机。

7.2.4中速磨煤机和双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统的密封风机（如需），宜按集中供风的增压风机设置，每台炉宜设2台，其中1台备用。

7.3 烟风系统

7.3.1大容量锅炉送风机宜采用2×50%容量的动叶可调轴流式风机。

7.3.2 300MW等级机组锅炉引风机宜采用2×50%容量静叶可调轴流式风机；600MW等级机组锅炉引风机一般宜采用2×50%静叶可调轴流式风机，经技术经济比较后，可采用动叶可调轴流式风机。

7.3.3大容量锅炉除尘器应优先采用常规静电除尘器。当采用五电场除尘器，且采用湿法脱硫后，烟尘排放浓度仍未满足环保要求时，经技术经济比较后可采用布袋除尘器。

7.4 点火及助燃油系统

7.4.1锅炉采用少油或等离子点火助燃技术的发电厂，燃油系统油罐容量比《大火规》可以降低一级。

7.4.2供卸油泵宜优先采用离心油泵，供油泵宜选用为3台，卸油泵宜采用2台。

7.5 锅炉辅助系统

7.5.1为防止空气预热器低温腐蚀和堵灰,可按实际需要设置空预器入口空气加热系统。寒冷地区宜采用暖风器,非寒冷地区宜采用热风再循环。

7.5.2空预器冲洗水系统宜按2台机组公用设置，停炉时使用。

8 除灰渣系统

8.1 一般规定

8.1.1除灰渣系统的选择，应根据灰渣量，灰渣化学、物理特性，冲灰用水水质、水量，以及贮灰场的距离、高差和贮灰方式(干、湿)、地形、地质和气象条件，通过技术经济比较确定。

8.1.2除灰渣系统和设备选择，应充分考虑灰渣综合利用的要求。

8.1.3贮灰场宜选择干贮方式。

8.2 除灰渣系统

8.2.1燃煤锅炉除灰渣系统

8.2.1.1炉底渣处理系统

(1) 600MW及以上机组

600MW及以上机组的炉底渣处理系统，宜采用每台锅炉配置一台湿式刮板捞渣机连续排渣方案。工艺系统流程如下：

a. 锅炉冷灰斗—湿式刮板捞渣机—贮渣仓—装车外运

b. 锅炉冷灰斗—湿式刮板捞渣机—刮板输送机—贮渣仓—装车外运

(2) 300MW及以下机组

300MW及以下机组的炉底渣处理系统，宜采用每台锅炉配置一台排渣设备连续排渣方案。工艺系统流程如下：

a. 锅炉冷灰斗—风冷式排渣机—一级碎渣机—过渡渣斗—二级碎渣机—机械提升(或负压气力输送) —贮渣仓—装车外运

b. 锅炉冷灰斗—湿式刮板捞渣机—贮渣仓—装车外运

(3) 600MW及以上机组不设渣井关断门

8.2.1.2石子煤处理系统

对于采用中速磨的机组，中速磨排出的石子煤推荐采用工艺系统流程如下：中速磨—石子煤斗—电瓶叉车—自卸汽车—贮灰场

8.2.1.3飞灰处理系统

(1)空气预热器灰斗不设排灰设备，灰斗底部只考虑设置检修排污口。

(2)若锅炉尾部烟道设置有灰斗需要排灰，可采用气力输灰系统，将飞灰排至贮灰库。

(3)静电除尘器(或布袋除尘器)飞灰，可采用正压气力输灰方式将干灰集中到贮灰库。贮灰库出口设置调湿灰设备和干灰散装机，调湿灰设备将干灰调湿卸入自卸汽车运至贮灰场堆放；干灰散装机将干灰装入罐车运至综合利用。

火力发电厂设计各阶段及其主要内容

火力发电厂设计各阶段 及其主要内容 摘要:发电厂设计是一项庞大而繁杂的工程，从最初建设项目的提出到电力勘测选址，从可行性研究到初步设计，从施工图的设计到施工建设，层层环节都要贯彻国家的基本建设方针，体现国家的经济政策和技术政策，符合相应的法律法规和标准要求，保证发电厂的安全可靠、经济适用，符合国情和满足可持续发展要求，以合理的投资获得最佳的经济效益和社会效益。 关键词:发电厂；设计；可行性分析；施工图 引言： 发电厂设计是电力工程建设项目流程中的重要环节，也是一项庞大而繁杂的工程，本文将对发电厂设计的原则与要求、发电厂的设计流程，各设计阶段的工作内容进行阐述，使我们能源与动力工程专业的同学对发电厂设计方面的知识有一个比较全面、系统的了解。 １发电厂设计的原则与基本要求 1.１设计原则 (1)．设计的基本原则是执行DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》的规定，此外还应符合其他一些现行的有关国家标准和行业标准的规定，如设计中要采取切实有效的措施，减轻发电厂排放的废气、废水、灰渣、噪声和排水等对环境造成的影响；使各项有害物的排放符合环境保护的要求以及劳动安全与工业卫生的有关规定。 (2)．发电厂的规划和设计应树立全局观念，满足市场需求，依靠技术进步，认真勘测，精心设计。设计中积极慎重地推广国内外先进技术，因地制宜地采用成熟的新材料、新设备、新工艺、新布置、新结构，努力提高机械化、自动化水平。同时还应考虑未来全国电力系统联网，全国范围内的资源优化配置和厂网分开、竞价上网的电力市场要求。 (3)．发电厂的设计必须按国家规定的基本建设程序进行，设计文件应按规定的内容和深度完成批准手续。 (4)．在发电厂设计中，应积极采用最新的参考设计、典型设计，以及先进的设计方法和手段，以提高设计质量、缩短工期和控制工程造价，并结合工程特点不断有所创新。 (5)．发电厂的厂址选择、容量规划、建设规模和建设期限、选用的机组容量、联网方式、燃料来源和品种、投资控制指标等，均应以经过批准的可行性研究报告书作为依据。在设计过程中，当因具体条件发生变化，必须改变原有规定时，应及时报请原审批单位重新审定。

火力发电工程设计导则

火力发电工程设计导则此文档为WORD格式，下载后可随意编辑 2017年9月修订

目录 1、范围 (1) 2、总则 (2) 3、厂址选择 (4) 4、总体规划 (7) 5、主厂房布置 (10) 6、运煤系统 (12) 7、锅炉设备及系统 (16) 8、除灰渣系统 (18) 9、汽轮机设备及系统 (21) 10、水处理设备及系统 (23) 11、热工自动化 (27) 12、电气设备及系统 (29) 13、水工设施及系统 (35) 14、辅助及附属设施 (41) 15、建筑与结构 (42) 16、采暖通风和空气调节 (48) 17、环境保护 (51) 18、消防 (58) 19、工程投资及经济评价 (60)

1 范围 1.1本导则适用于中国华电集团公司（以下简称：集团公司）(含分支机构)及其全资、控股子公司所属的火力发电工程。 1.2 本导则作为企业的指导性标准，如与国家的强制性标准相矛盾，应按国家标准执行。 1.3本导则适用于汽轮发电机组容量为300MW～600MW级机组的凝汽式及供热火力发电厂设计。其它机组可参照使用。 1.4 本导则适用于新建或扩建火电厂的设计，改建工程的设计也可参照使用。 1.5 本导则中未涉及的内容仍按照国家和行业有关标准执行。

2 总则 2.1为了贯彻集团公司提出的“安全高效、经济适用、有保有压、区别对待”电力建设基本方针和控制工程造价的一系列措施，积极推广先进、成熟、可靠的设计技术，注重节煤、节水、节电、节地和控制非生产性设施的规模和标准，统一和明确建设标准，以合理的投资，获得最佳的企业经济效益和社会效益，特制定本导则。 2.2 发电厂的设计，必须按国家最新规定的核准制程序进行。设计文件应按规定的内容和深度完成批准手续。对于扩建电厂，其建设规模在电厂的规划容量范围内且外部建厂条件变化不大的扩建工程，可直接进入可行性研究阶段。 程序：初可----初可审查----可研阶段（含其它六个报告）----可研阶段报告审查----核准报告----核准批复----初步设计----施工图----竣工图。 2.3新建或扩建的发电厂的设计和校核煤种及其分析数值是设计的基本依据，影响设备和系统选择、工程造价、发电厂的安全生产和经济运行，项目法人应充分重视，进行必要的调查研究，合理确定煤质，使其能代表长期实际燃用煤种。 设计及校核煤质资料应经华电集团燃料主管部门审核后批准实施。并以正式文件的形式下达。 2.4 发电厂的机组台数不宜超过八台，机组容量等级原则上不宜超过两种。 2.5新建发电厂应根据电力市场的需求及建厂条件按规划容量一次建成或分期建成。 发电厂的建厂地点，规划容量、本期建设规模和建设期限、选用机组容量、联网方式、燃料来源和品种、投资控制指标等，应以经过批准的项目申请报告作为依据。在设计过程中，若因具体条件变化，必须改变原有方案或审查意见时，应及时报请集团公司审定。 2.6煤电一体化设计总则 煤电一体化，即煤矿开采建设、煤炭运输、电厂建设、电厂运营、资源分配统一考虑。 充分考虑煤、电、路联营坑口电站的特点，最大限度做好统一规划：

谈谈如何做好发电厂技术监督

谈谈如何做好发电厂技术监督 概述 电力工业技术监督工作是贯彻电力“安全第一，预防为主”方针的重要技术基础工作，是保证电力系统安全、稳定和经济运行的重要技术管理手段。它是依据科学的标准、采用先进的管理和检测方法。通过对生产建设过程中相应的参数、指标和试验数据的监督来判断发供电设备的健康水平、运行状况、工质和电能质量，以发现设备或生产过程的异常。从而进行调整或检修维护，达到对事故的超前分析和超前控制，以避免重大设备损坏、大面积停电，电网瓦解等恶性事故的发生。技术监督的基本原则、要求及其发展前景如下： 1、必须执行行业归口管理的原则 电力工业是技术密集、资金密集和装备型行业，产供销同时完成的特点。决定了所有并网运行的发供电设备形成了一个统一的整体。单一设备的故障都可能影响到整个电网的安全。影响到对用户的安全稳定供电。因此，技术监督作为保证电网设备安全的重要技术手段和管理手段，必须执行行业归口管理原则。即所有并网运行的发供电设备和电力大用户，不管其资产属性如何，都必须接受电网主管电力公司的技术监督管理， 2、要建成“三位一体”的监督体系 技术监督，是以质量为中心，以标准为依据，以计量为手段，形成质量、标准、计量三位一体的监督体系。在这三者之中。质量是核心；标准是技术监督的依据和尺度：计量是获得准确数据的手段。即要以严格、科学的标准、准确的计量和优良的产品制造、设备安装、检修和运行质量来保证发供电生产过程的安全经济稳定运行和对用户的可靠优质供电、供热。 3、技术监督必须依法进行 其首要任务是贯彻执行国家、行业及主管部门的方针政策，比如：国家的《计量法》、《环境保护法》、《电力法》以及安全生产的一系列法规、条例、规范、标准、制度等。因此。各专业技术监督所规定的指标，所采取的检测方法，所使用的仪器设备，所进行的定期试验等，都必须依据国家、行业和主管电网电力公司所制定的条例、标准、规范、制度来进行，不能随意减少监督项目，拉大检测间隔，降低指标要求等。因此，技术监督除了是企业自身的设备管理行为外，更重要的是有依法生产和经营的内涵。企业的领导者，必须有一种依法监督的意识才能使监督沿着正确的方向开展。 ～、实现有效监督的途径 1、建立健全各级技术监督网，明确其责任和权利

中国华电集团公司成员单位名单.pdf

中国华电集团公司成员单位名单：一、全资企业(5户) 1中国华电工程（集团）公司 2山东黄岛发电厂（1#2#机） 3密云水电厂 4苏州国家高新技术产业开发区望亭发电有限公司 5大龙发电厂 二、内部核算企业(43户) 1北京第二热电厂 2北京第三热电厂 3石家庄水力发电总厂 4石家庄热电厂 5哈尔滨热电厂 6牡丹江发电厂 7牡丹江第二发电厂(非经营) 8佳木斯发电厂 9富拉尔基发电总厂 10望亭发电厂 11乌溪江水力发电厂 12艮山门发电厂 13杭州闸口发电厂

14福建永安火电厂 15福建漳平电厂 16福建省厦门电厂 17福建省古田溪水力发电厂 18福建省邵武电厂 19福建省南靖船场溪水力发电厂20福建省龙岩电厂 21福建省华安水力发电厂 22福建省安砂水力发电厂 23福建省池潭水力发电厂 24福建省福州电厂 25湄洲湾电厂运行分公司 26富水水力发电厂 27黄石电厂 28湖北省武昌热电厂 29湖北省青山热电厂 30宝珠寺水力发电厂 31宜宾发电总厂 32攀枝花发电公司 33内江发电总厂 34五通桥发电厂

35磨房沟发电厂 36苇湖梁发电厂 37清镇发电厂 38遵义发电总厂 39云南省以礼河发电厂 40云南省昆明发电厂 41云南省巡检司发电厂 42云南省绿水河发电厂 43云南省石龙坝发电厂 三、控股企业47户 1新疆喀什发电有限责任公司(在建)（90.00%） 2哈密天光发电有限责任公司(在建)（85.00%） 3新疆苇湖梁发电有限责任公司（ 82.00%） 4四川广安发电有限责任公司（ 80.00%） 5四川宜宾发电有限责任公司(在建)（80.00%） 6福建漳平发电有限公司（

中国华电集团公司火力发电工程设计导则(B版)

中国华电集团公司 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） 编制单位：华电技术经济研究院 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计划（2014—2020年）》等陆续印发，电力行业新技术、新设备不断发展，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，为积极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）实施经验教训的基础上，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月委托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。主要技术内容有：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，仪表与控制，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，环境保护，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管理，由华电技术经济研究院负责具体内容解释。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。

火力发电厂项目设计知识

火力发电厂项目设计知识 火力发电厂设计(fossil一fired power plant engineering and design)建设火力发电厂必须进行的前期工作，包括可行性研究、初步设计(或概念设计)和工程建设实施阶级的施工图设计。设计工作是电厂建设中的重要一环，对工程质量、进度和投资控制，对工程的经济效益和社会效 益起着关键的作用。设计租序中国现行大、中型火电厂的基本建设程序是: 主管机关先委托有资格的设计机构进行厂址选择、编制初步可行性研究报告，经主管机关会同有关专业部门审查批准后由主管机关上报项目建议书，向国家计划部门申请立项。然后设计部门 受代行业主职能的单位委托，编制可行性研究报告，待审查批准后，由项目法人按规定通过主 管机关上报可行性研究报告书，具体阐明电厂厂址的条件，工程规模，机组容量，燃煤供应、 运输方式，环境保护等主要原则，以及资金来源、投资额、上网电价等要点，由国家发展计划委员会或国务院审查批准。与此同时，环境影响报告书需经国家环保局批准。 设计部门根据上述批准的文件开展初步设计，并决定工程项目的各项具体技术方案，经项目法 人(或其委托单位)批准后，再进行施工图设计。 国际上对火电厂建设程序及阶段的划分，各国规定不尽相同，大体与上述内容相近，分为可行性研究、初步设计(有的是概念设计或基本设计)、施工图设计等三个阶段。 设计机构火电厂的设计机构，一般有三种形式，即: ?由独立的电力工程咨询公司负责设计; ?由制造厂附设的电力设计机构负责设计; ?由业主设置的电力设计机构自行负责设计。 一般由项目法人通过招投标方式择优选择设计机构。发达国家多采用独立的工程咨询公司的形式，由业主委托这方面有经验的公司负责设计。实力较强的工程咨询公司，还可承担设备采购、施工管理、调试投产的工程建设全过程工作。具备成套供应火电设备和工程设计能力的制造厂，可以投标承担设计、施工、调试、投产任务，以“交钥匙”的方式负责整个电厂的设计、建设; 承包工程时一般由业主事先委托工程咨询公司完成可行性研究，并提供厂址的自然条件和社会 条件。 大型电力企业，有时也拥有本公司的火电设计部门，如法国电力公司(Eleetrieite de Franee，EDF)旧本东京电力公司(Tokyo Eleetrie Powe:eompany， TEPCO)等，由于公司规模庞大，建设 任务多，火电设计机构可根据公司的需要和建设标准，进行电厂的概念设计，并审定和汇总各 专业制造厂提供的施工图。 中国的火电厂设计，在1997年以前由国家电力部电力规划设计总院下属六个大区电力设计院， 及省、市电力局的电力设计院负责。从1998年起，随着电力部的撤销，电力设计院改属国家电力公司和省、市电力公司，成为企业单位。电力设计院今后将向独立的工程咨询公司发展，强 调“客观、公正、科学、可靠”和为业主服务，同时也为国家和行业管理部门服务。它的业务范围，也将发展到与发达国家的工程咨询公司相同。设计阶段和内容深度设计内容按设计阶段划分，主要包括可行性研究、初步设计和施工图。 可行性研究一般分为初步可行性研究和可行性研究两个阶段。

火力发电厂电能质量技术监督标准

Q/CRP 华润电力控股有限公司企业标准 Q/CRP 1108.01.01-2017 _____________________________________________________________________________________________ 火力发电厂电能质量技术监督标准 2017-02-09发布2017-02-09实施华润电力控股有限公司发布

Q/CRP 1108.01.01—2017 目次 前言................................................................................ II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语与定义 (1) 4 符号、代号和缩略语 (1) 5 监督技术标准 (1) 5.1 规划设计阶段监督 (1) 5.2 运行阶段监督 (3) 5.3 监测设备检定、检验 (5) 6 监督管理要求 (5) 6.1 监督基础管理工作 (6) 6.2 日常管理内容和要求 (6) 6.3 各阶段监督重点工作 (9) 7 监督评价 (10) 附录A（规范性附录）技术监督不符合项通知单 (11) 附录B（规范性附录）电能质量技术监督资料档案格式 (12) 附录C（规范性附录）技术监督信息速报 (18) 附录D（规范性附录）电能质量技术监督月报编写格式 (19) 附录E（规范性附录）电能质量技术监督预警项目 (22) 附录F（规范性附录）技术监督预警通知单 (23) 附录G（规范性附录）技术监督预警验收单 (24) 附录H（规范性附录）技术监督动态检查问题整改计划书 (25) 附录I（规范性附录）电能质量技术监督工作评价表 (26) I

中国华电集团公司成员单位名单

。 中国华电集团公司成员单位名单： 一、全资企业(5户) 1中国华电工程（集团）公司 2山东黄岛发电厂（1#2#机） 3密云水电厂 4苏州国家高新技术产业开发区望亭发电有限公司5大龙发电厂 二、内部核算企业(43户) 1北京第二热电厂 2北京第三热电厂 3石家庄水力发电总厂 4石家庄热电厂 5哈尔滨热电厂 6牡丹江发电厂 7牡丹江第二发电厂(非经营) 8佳木斯发电厂 9富拉尔基发电总厂 10望亭发电厂 11乌溪江水力发电厂 12艮山门发电厂 13杭州闸口发电厂

。14福建永安火电厂 15福建漳平电厂 16福建省厦门电厂 17福建省古田溪水力发电厂 18福建省邵武电厂 19福建省南靖船场溪水力发电厂 20福建省龙岩电厂 21福建省华安水力发电厂 22福建省安砂水力发电厂 23福建省池潭水力发电厂 24福建省福州电厂 25湄洲湾电厂运行分公司 26富水水力发电厂 27黄石电厂 28湖北省武昌热电厂 29湖北省青山热电厂 30宝珠寺水力发电厂 31宜宾发电总厂 32攀枝花发电公司 33内江发电总厂 34五通桥发电厂 35磨房沟发电厂

36苇湖梁发电厂 37清镇发电厂 38遵义发电总厂 39云南省以礼河发电厂 40云南省昆明发电厂 41云南省巡检司发电厂 42云南省绿水河发电厂 43云南省石龙坝发电厂 三、控股企业47户 1新疆喀什发电有限责任公司(在建) （90.00%）2哈密天光发电有限责任公司(在建) （85.00%）3新疆苇湖梁发电有限责任公司（82.00%） 4四川广安发电有限责任公司（80.00%） 5四川宜宾发电有限责任公司(在建) （80.00%）6福建漳平发电有限公司（75.00%） 7陕西蒲城发电有限责任公司（70.00%） 8河北热电有限责任公司（在建）（68.48%） 9四川黄桷庄发电有限责任公司（67.25%） 10福建闽能水电开发有限公司（67.00%） 11杭州半山发电有限公司（64.00%） 12成都三源热力有限责任公司（60.80%）

火力发电厂节水导则

DL／T783—2001 前言 为积极贯彻国家关于“厉行节约用水”的方针政策，指导火力发电厂进一步做好节水工作，根据原电力工业部计综[1995]44号文《关于下达1995年制定、修订电力行业标准计划项目的通知》的安排，制定本标准。 本标准是在总结我国火力发电厂多年节水经验的基础上参照国内外有关技术标准制定的。 本标准的附录A是提示的附录。 本标准起草单位：山东电力集团公司 本标准主要起草人：张卫东、张令符、郭承泉、张明志、夏青扬、李秀国、胡延谦。 本标准由电力行业汽轮机标准化技术委员会负责解释。 2001年10月08日发布，2002年02月01日实施。

中华人民共和国电力行业标准 火力发电厂节水导则 DL／T783—2001 Guide for water saving of thermal power plant 1 范围 本标准规定了火力发电厂节约用水应遵守的技术原则、应达到的技术要求和需采取的主要技术措施，适用于火力发电厂规划、设计、施工和生产运行中的节水工作。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 CJ25.1—89 生活杂用水标准 CJJ 34—90 城市热力网设计规范 DL／T 606—1996 火力发电厂能量平衡导则 DL 5000—1994 火力发电厂设计技术规程 DL／T 5046—1995 火力发电厂废水治理设计技术规程 DL／T 5068—1996 火力发电厂化学设计技术规程 3 总则 3.1 火力发电厂节水工作的任务是：认真研究各系统用水、排水的要求和特点，分析影响节水的各种因素，制定和实施一系列有效的技术措施，使有限的水资源在火力发电厂发挥其最大的综合经济效益和社会效益。 3.2 火力发电厂节水工作应遵守和执行国家现行的有关法律、法规和标准，并应考虑发电厂所在地区的有关法规。 3.3 火力发电厂节水应根据厂址地区的水资源条件，因地制宜，合理控制耗水指标。做到既要满足电厂安全、经济、文明生产的需要，又应符合当地水利规划、水资源利用规划和水资源保护管理规划的要求。 3.4 火力发电厂节水应依靠科技进步，不断总结经验，积极慎重地推广应用国内外先进节水技术，采用成熟的节水新工艺、新系统和新设备，努力降低各系统的用水量；同时应积极开发排水的重复利用技术，使废水资源化，不断提高复用水率和废水回收率，并通过全厂水量平衡及水质调查，优化用水流程，改进废水处理方式。 3.5 火力发电厂的节水管理应贯穿规划、设计、施工和生产运行的全过程，并应加强部门间、专业间的密切配合和相互协调。 3.5.1 火力发电厂的规划和设计应把节约用水作为一项重要的技术原则，为施工和生产过程中做好节水工作创造条件。工程可行性研究报告中应提出节水的原则性技术措施；初步设计文件中应提出节水的具体措施和设计水耗指标，并对设计方案进行必要的技术经济比较和论证，同时说明系统运行后可能出现的问题及解决办法；施工图中应有节水措施的详细设计。火力发电厂施工组织设计文件中应有具体节水措施。 3.5.2 火力发电厂的施工和运行应全面贯彻并正确实施设计的各项节水技术措施和要求。设备、管道安装前应做好清理、保护和保养，安装过程中和安装后的清洗都要采用正确的程序和方法，机组启动前应做好水系统的调整和试验，保证达标投产；生产运行中应加强对各系统水量、水质的计量、监测和控制，并应加强对水系统设备、管道的检修和维护，做到汽水系统严密无泄漏，启动过程中汽水损失少，正常运行后经常处于最佳状态。生产中还应根据技术的发展、水源条件的变化和环保要求的日趋严格，进行必要的技术改造，使火力发电厂的节水水平不断提高。

火力发电厂行业技术标准、规定清单

火力发电厂行业技术标准、规定清单 A、安装调试试运通用规程标准 1《电力建设工程施工技术管理导则》国家电网公司工［2003］153 号2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》原电力部[1996] 3《火电工程启动调试工作规定》原电力部[1996] 4《模拟量控制系统负荷变动试验导则》电力部[1996] 5《火电机组热工自动投入率统计方法》电力部[1996] 6《汽轮机甩负荷试验导则》电力部[1996] 7《火电机组启动蒸汽吹管导则》（电综[1998]179 号） 8《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2001 9《电力基本建设热力设备化学监督导则》SDJJS03-88 10《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（建质[1996]111 号）11《火电施工质量检验及评定标准》（电综[1998]全套） 12《火电机组启动验收性能试验导则》电综[1998]179 号 13《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》

14《火电机组达标投产考核标准》（中建企协[2006]6 号） 15《化学监督制度》SD246-88 16《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T 561-95 17《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 18《电力生产安全工作规定》 19《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL5009—96 20《电力安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》DL408—91 21《火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则》 22《火电优质工程评选办法》国电公司[2000] 23《火电工程启动调试大纲编制纲要》DZB07-1998 24《火电工程启动试运实施细则》DZB04-1998 25《火电工程竣工验收实施细则》DZB05-1998 26《火电工程调试措施编制纲要》DZB06-1998 27《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》 B、2010年度火力发电厂13项技术监督用标准规范（西安热工研究院电站技术监督部

中国华电集团公司福建公司成员单位

中国华电集团公司福建公司成员单位 全资企业： 1、福建永安火电厂 2、福建漳平电厂 3、福建省厦门电厂 4、福建省古田溪水力发电厂 5、福建省邵武电厂 6、福建省南靖船场溪水力发电厂 7、福建省龙岩电厂 8、福建省华安水力发电厂 9、福建省安砂水力发电厂 10、福建省池潭水力发电厂 11、福建省福州电厂 12、湄洲湾电厂运行分公司控股企业： 1、福建漳平发电有限公司（75.00%） 2、福建亿力电力投资有限公司（原福建闽能水电开发有限公司）（67.00%） 3、福建棉花滩水电开发有限公司（60.00%） 4、福建闽能邵武发电有限公司（60.00%） 5、闽东水电开发有限公司（51.00%） 6、闽东水电开发有限公司（在建）（51.00%） 参股企业： 1、福州市榕昌柴油机发电有限公司（10.00%） 2、拿口发电有限公司（6.30%） 3、晋江晋源柴油机发电有限责任公司（5.00％）福建亿力电力投资有限公司控股、参股并负责管理的企业 1、福建省高砂水电有限公司 2、福建省斑竹水电有限公司 3、福建省贡川水电有限公司 4、福建省城关水电有限公司 5、福建省万安水电有限公司 6、福建省水东水电有限公司 7、福建省雍口水电有限公司 8、福建省闽兴水电有限公司

1、福建华电可门发电有限公司系华电福建发电有限公司（以下简称福建公司）所属全资子公司。福建华电可门发电有限公司福州可门火电厂（以下简称可门电厂）规划装机容量为8×600MW，一期工程为2×600MW超临界机组,计划于2006年实现“双投”。可门电厂位处福州市连江可门港区，距福州89公里。建设可门电厂是福建公司实施中国华电集团公司发展战略的重要举措，可门电厂建成后将是福建的主力电源。 注意: 华电可门电厂实际待遇与工作地点，工龄，工作经验，学历，业绩，奖金，提成，扣钱和其它因素有关 2、福建厦门电厂是中国华电集团公司内部核算成员单位，是福建省首家通过省经贸委热电联产审定的企业，占地面积32.5万平方米，主要从事发电与供热业务，发展了厦门鹭能电力有限公司等多家具有一定规模与实力的多经公司。现有职工629人，其中各类高、中、初级专业技术人员196人。厦门电厂是华电在闽企业位于厦门的惟一电厂，对外供热的经济半径能覆盖整个杏林工业区 3、福建棉花滩水电开发有限公司于1995年11月依法成立，由福建省电力公司，电力改革后转为中国华电集团公司（60%），福建省投资开发总公司（22%）、龙岩市水电开发有限公司（18%）三家股东组成。公司注册资金8亿元，主要从事水电开发、经营、管理。公司现辖有棉花滩水电站（装机4×150MW）和正在开发建设中的白沙水电站（装机2×35MW）。 4、福建华电邵武发电有限公司由华电福建发电有限公司控股，装有2台125MW燃煤机组，是闽北唯一的火力发电厂。 在LNG燃气电厂落户晋江之后，国内电业巨头———中国华电集团公司也准备拿出100亿元在晋江投建大型火电厂。记者从昨日召开的晋江市委常委扩大会了解到，项目将按A 级工业旅游示范项目标准规划建设，热电联产。投产后，每年可创税约7亿元。 5、晋江为福建省的用电大户。根据省电力市场分析报告，2007年晋江全市用电量占全省用电量的10.2%，占泉州市用电总量的40.7%。然而，晋江大部分电量需依靠外部输入，建设大型电厂成为晋江经济持续发展的内在需求。 华电福建泉州发电有限公司技术总监陆德明表示，由于晋江企业数量多、有用电需求，晋江具有建设大型火电厂所需的天然条件等，因此，考虑在晋江建火电厂。

火力发电厂电能质量技术监督

目录 第一篇电能质量监督管理工作要点与要求 第一章发电企业电能质量监督的组织管理和监督内容第二章电能质量监督工作计划的内容及编制注意事项第三章电能质量监督的技术管理 第四章技术监督动态检查管理办法及动态检查考核项目 第二篇监督技术标准 火力发电厂电能质量监督技术标准 第三篇附录 附件A 发电企业电能质量技术监督季报格式 附录B 火力发电厂电能质量技术监督动态检查考核表

第 一电能质量监督管理工作要点与要求篇 第一章发电企业电能质量监督的组织管理和监督内容 各发电企业是设备的直接管理者，也是实施技术监督的执行者，对技术监督工作负直接责任。为了保证技术监督管理的系统性、专业性和统一性，各基层企业应成立以生产副厂长(副总经理)或总工程师为组长的技术监督管理领导小组，具体全面负责管理本企业的技术监督管理工作。 第一节管理要求 各发电企业应设电能质量监督专责工程师，明确电能质量监督归口管理部门，建立由厂（公司）、相关部门人员组成的电能质量监督网，在主管生产的副总经理（或总工程师）领导下统筹安排，协调运行、检修、试验等部门的电能质量监督工作。 1、主管生产的副总经理（总工程师）的职责 1）领导电能质量监督工作，建立健全电能质量监督网，落实电能质量系统技术监督责任制； 2）认真贯彻有关电能质量监督的各项技术标准、规章制度；审批本单位制定的规定、制度、工作计划和反事故措施。根据《中国华能集团公司技术监督管理办法》，组织制定符合本单位情况的电能质量专业监督管理实施细则； 3）组织并督促运行、检修部门做好电能质量监督工作，定期召开电能质量监督分析会，分析本单位电能质量运行情况，提出电能质量技术监督工作的重点，确保电能质量技术监督指标满足要求； 4）组织调查分析本单位电能质量事故和缺陷产生的原因，研究制定对策并督促实施； 5）督促、检查和审批有关的上报材料（年度电能质量技术监督工作计划、总结，电能质量事故分析等），确保上报材料及时、准确、完整； 6）审批电能质量重大改进项目，审核上报的电能质量监督工作总结、有关的统计报

中国华电集团公司资产管理办法

中国华电集团公司资产管理办法（试行） 第一章总则 第一条为了加强集团公司的资产管理，明确资产使用与管理的责权关系，规范、完善资产运作程序，确保资产安全完整和保值增值，根据《中华人民共和国会计法》、《企业财务通则》、《企业会计准则》、《工业企业财务制度》的有关规定，结合集团公司的实际情况，制定本办法。 第二条资产管理主要包括固定资产管理、流动资产管理、长期投资管理、无形资产及其他资产管理、资产评估和财产保险管理等。 第三条集团公司财务部门归口负责资产的价值管理，生产部门负责实物资产管理和技术监督，内部审计部门负责资产管理的监督工作。 第四条本办法适用于集团公司本部、分公司（代表处）、内部核算电厂、全资及控股公司（以下简称各单位）。 第二章固定资产管理 第五条集团公司对固定资产实行归口管理与分级管理相结合的方式。集团公司固定资产目录和分类折旧率另行制定。 第六条固定资产购建、技术改造与修理管理基建项目和改扩建项目应严格按集团公司预算平衡后下达的基建投资计划执行。 固定资产零星购置和技术改造与修理，应按照集团公司审定的预算执行，不得突破预算。如因特殊原因需追加预算应报集团公司审批。

各单位固定资产购建、技改、修理应根据集团公司招标管理程序，对限额以上的项目实行招标。 基建项目、改扩建项目、技改工程应按照有关规定，及时办理资产移交手续，增加固定资产。 第七条各单位固定资产有偿调拨、出租、出借管理单位原值在100万元以下的，报集团公司备案：原值在100万元（含100万元）以上的，报集团公司审批。 固定资产出租、出借应实行有偿原则，按照该资产的应计提折旧、合理收益和税金核定出租、出借的租金。 固定资产的无偿调拨应报集团公司审批。 第八条固定资产毁损、盘亏、报废管理各单位应定期组织对固定资产进行清查，对清查中发现的毁损、盘亏及待报废固定资产，应及时查明原因并申请处置。单项资产原值超过30万元的毁损、盘亏和报废资产，报集团 公司审批。单项资产原值不超过30万元的毁损、盘亏和报废资产，由各单位自行审批，并报集团公司备案。 集团公司每年6月和11月对固定资产的毁损、报废、盘亏进行集中审批。经批准的固定资产毁损、盘亏和报废净损失列入当期损益。 第三章流动资产管理 第九条流动资产管理：包括货币资产、短期投资、各种债权、存货等。 （一）货币资产管理应严格按现金管理制度、银行结算制度和集团公司有关资金管理的办法执行。严格现金保管制度，严禁出租、出借银行帐户。

中国华电集团公司火电工程设计导则

机密 中国华电集团公司 火力发电工程设计导则 (A版) 印数200 册 页数68 页 编号

中国华电集团公司2005年7月北京

目录 1、范围 (1) 2、总则 (1) 3、厂址选择 (3) 4、总体规划 (7) 5、主厂房布置 (10) 6、运煤系统 (12) 7、锅炉设备及系统 (16) 8、除灰渣系统 (18) 9、汽轮机设备及系统 (21) 10、水处理设备及系统 (23) 11、热工自动化 (27) 12、电气设备及系统 (29) 13、水工设施及系统 (35) 14、辅助及附属设施 (41) 15、建筑与结构 (42) 16、采暖通风和空气调节 (48)

17、环境保护 (51) 18、消防 (58) 19、工程投资及经济评价 (60) 1 范围 1.1本导则适用于中国华电集团公司（以下简称：集团公司）(含分支机构)及其全资、控股子公司所属的火力发电工程。 1.2 本导则作为企业的指导性标准，如与国家的强制性标准相矛盾，应按国家标准执行。 1.3本导则适用于汽轮发电机组容量为300MW～600MW级机组的凝汽式及供热火力发电厂设计。其它机组可参照使用。 1.4 本导则适用于新建或扩建火电厂的设计，改建工程的设计也可参照使用。

1.5 本导则中未涉及的内容仍按照国家和行业有关标准执行。 2 总则 2.1为了贯彻集团公司提出的“安全高效、经济适用、有保有压、区别对待”电力建设基本方针和控制工程造价的一系列措施，积极推广先进、成熟、可靠的设计技术，注重节煤、节水、节电、节地和控制非生产性设施的规模和标准，统一和明确建设标准，以合理的投资，获得最佳的企业经济效益和社会效益，特制定本导则。 2.2 发电厂的设计，必须按国家最新规定的核准制程序进行。设计文件应按规定的内容和深度完成批准手续。对于扩建电厂，其建设规模在电厂的规划容量范围内且外部建厂条件变化不大的扩建工程，可直接进入可行性研究阶段。 程序：初可----初可审查----可研阶段（含其它六个报告）----可研阶段报告审查----核准报告----核准批复----初步设计----施工图----竣工图。 2.3新建或扩建的发电厂的设计和校核煤种及其分析数值是设计的基本依据，影响设备和系统选择、工程造价、发电厂的

中国华电集团公司.doc

公司概况 中国华电集团公司（简称“中国华电”）是经国务院批准，在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的国有企业，经国务院同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点。 中国华电成立于2002年12月29日，注册资本120亿元,到2003年底总资产达到890亿元。集团公司主要从事电源及与电力相关产业的开发、投资、建设、经营和管理，组织电力（热力）生产和销售；从事新能源、科技开发，国内外工程建设、承包与监理，设备制造；从事国内外投融资业务，自主开展外贸流通经营、国际合作等业务以及国家批准或允许的其他业务。 中国华电的发展战略是：以市场为导向，以发展为主题，以效益为中心，坚持生产经营和资本经营并重，坚持企业发展与员工发展协调，坚持走集团化、多元化、国际化、现代化的路子，把公司建设成为以电为主，综合发展，实力雄厚，管理一流，具有可持续发展能力和国际竞争力的现代企业集团。 中国华电有着多方面比较优势，具有实现发展战略的坚实基础。目前运行及在建可控发电装机容量3822.6万千瓦，总资产890亿元，分布在全国二十二个省（市、区），其中火电占74.5%，水电占25.5%；现拥有全国一流电厂18家，高参数、大机组的百万千瓦以上电厂9家；控股业绩优良的华电国际电力股份有限公司（原山东国际电源开发股份有限公司）、黑龙江电力股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司等上市公司；控股同时开发建设４个大型水电站的乌江水电开发有限责任公司。根据公司发展规划，2010年公司运行和在建总装机将达到6000万千瓦以上，2020年将达到1亿千瓦以上。 中国华电控股的华电工程（集团）公司、华电开发投资有限公司、华电燃料有限公司、华电招标有限公司、华信保险经纪有限公司和华信保险公估有限公司，均具有良好的发展基础和较大的发展规模，为公司以电为主的多元化经营提供了良好的发展平台。 中国华电集团公司努力树立和维护诚信、高效、合作、服务、环保的企业形象，促进中国电力工业持续、健康、稳定地发展，为经济和社会发展提供清洁、可靠、优质的能源。 中国华电集团公司坚持生产经营和资本经营并重，以生产经营为基础，以资本经营为支撑，优化资产结构，以存量带动增量发展，以增量提升存量质量，不断促进公司可持续发展能力的提高。 生产经营： 中国华电拥有邹县电厂等高参数、大机组的百万千瓦以上电厂9家，拥有全国一流电厂18家。集团公司在确保安全生产和队伍稳定的基础上，做好公司系统现有存量资产的生产经营工作。把实现国有资产的保值增值作为首要任务，深入开展创建“华电优秀发电企业”活动，按照市场化运作的要求，加大公司内部改革重组的力度，提高现有存量资产运营效率，不断增加企业盈利能力和积累能力。 1912年建成投产发电的云南石龙坝发电厂，是中国第一座水电站，位于昆明市西山区海口。目前，该厂共保留装机容量7360KW，年发电量800万KWH左右，是云南省重点文物保护单位，被誉为中国水电博物馆。图为该厂仍在运行的中国第一台水轮发电机组。 总装机容量1600MW的哈尔滨第三发电有限责任公司厂景。 资本经营： 中国华电集团公司拥有分别在境内外上市的3家上市公司：华电国际、龙电股份、国电南自。集团公司将充分发挥集团优势和规模效益，充分发挥上市公司作为融资窗口的作用，合理调剂和优化配置集团资源，积极利用国内外两个资本市场，以市场需求为导向，以经济效益为中心，以电力产业为主要投资方向，通过开展资本运作和金融运作，实现集团公司持续、快速、滚动发展。 集团公司控股的黑龙江电力股份有限公司于1996年7月1日在上海证券交易所上市。图为该公司控股的装机容量1030MW的牡丹江第二发电厂。 国电南京自动化股份有限公司为中国华电工程（集团）公司的全资企业，是国内开发、生产、销售各类高性能电力系统、铁路系统等领域系列自动化产品和信息技术的大型骨干企业。图为该厂生产线一角。 基本建设：

热控技术监督工作总结

2010年度火电厂热控技术监督工作总结 福建省电力科学研究院热工室 2010年在福建省电力有限公司的直接领导下,在华电福建公司、福建能源集团公司以及各火电厂的支持和配合下，我院本着技术监督发现问题，技术服务解决问题的总体思路，积极开展技术监督工作。热工专业在院生产部和技术监督中心统一领导下，通过参与电厂热工设备的系统设计、设备选型、安装调试、生产技术服务、技术改造以及周期性的日常检定、校验、维修等工作，为电厂的生产和建设提供及时、有效的技术支持和技术保障。 热工专业认真贯彻热工监督规程规定，做好日常监督管理；定期开展热工试验，提高热工自动调节品质和DCS系统性能；积极配合电厂开展安全性评价,协助电厂制定安全整改措施；建立和完善火电机组热工技术监督数据库，开展热工重大事故的调查和分析工作，提出有针对性的反事故措施；积极发挥桥梁和纽带作用，组织开展各项技术交流和培训工作。现把2010年度我省火电厂热工技术监督工作总结如下。 一、安全生产工作 各电厂对安全工作都非常重视，始终坚持“安全第一，预防为主”的方针，结合“二十五项反措”，认真开展安全日活动及专项安全生产大检查，能够坚持进行反事故演习，及时做出评价，制定防范措施，提高了热工人员对设备故障的判断及处理能力，取得了一定的成绩。尽管目前全省火电机组的热工控制系统都采用分散控制系统（DCS），但由于各厂对DCS系统及相关组态的熟悉程度不尽相同，不同DCS系统之间的安全性能存在差异，DCS系统自身的设计漏洞等问题，导致热工控制系统还存在一定的安全隐患，部分电厂在DCS管理制度方面尚未健全，存在制度执行不到位等问题。建议各厂做好如下工作：1)继续加强对DCS 系统的管理力度，严禁DCS系统使用外来U盘等存储介质；2)DCS组态下装和定期备份工作，应严格按照相关规章制度执行并做好安全防范措施；3)DCS与外网存在物理连接，建议增加和完善防火墙，保证DCS与外网为单向联系；4)重视DCS系统的性能测试工作，确保DCS系统的安全、可靠；5)加强对热工人员特别

中国华电集团公司招标管理办法(B版)

附件 中国华电集团公司招标管理办法（B版） 第一章总则 第一条为规范和加强招标管理，保护招投标双方的合法权益，体现集约优势，控本增效，增强法律意识，促进招标管理工作为集团公司效益最大化服务，根据《中华人民共和国招标投标法》、《中华人民共和国招标投标法实施条例》等相关法律、法规的规定，特制定本办法。 第二条集团公司招标管理工作必须遵照国家有关法律、法规和本办法进行，任何单位和个人不得进行非法干预。实施招标是招标方和投标方依法进行的经济活动，受国家法律保护和约束。 集团公司招标活动不受地区或部门的限制，严格执行保密制度和回避制度。 第三条集团公司本着公开、公平、公正、诚实信用和科学择优的原则，严格规范招标管理工作。 第四条本办法适用于集团公司全资、控股（含间接控股）企业的所有国内招标行为，其他企业可参照执行。

第二章招标管理范围 第五条必须招标的范围 （一）工程类单项合同估算价在200万元人民币以上。 （二）货物类单项合同估算价在100万元人民币以上。 （三）服务类单项合同估算价在50万元人民币以上。 （四）法律、法规规定的其它必须进行招标的项目。 第六条集团公司直接管理范围 （一）单项合同估算价在1000万元人民币及以上除电煤和石灰石（粉）的所有招标。 （二）《集团公司直接管理范围目录》（详见附件1）规定的全部内容和集团公司指定的其他招标项目。 上述管理范围以外，集团公司有关部门对前期、基建、生产、信息化建设等招标管理有特殊规定的，依其规定执行。 第七条二级机构管理范围 集团公司直接管理范围外的所有招标。 第三章招标工作机构设置和职责 第八条集团公司招标工作机构设置和管理职责 （一）集团公司招标工作机构设置 设立集团公司招标领导小组，集团公司分管物资的副总经理担任组长、集团公司纪检组组长担任副组长。 成员由集团公司有关总师（总助）、副总师和工程技术与物

中国华电集团公司组织结构：

中国华电集团公司组织结构：

中国华电集团公司下属九个分公司: 中国华电集团公司福建公司 中国华电集团公司黑龙江公司 中国华电集团公司湖北公司 中国华电集团公司江苏公司 中国华电集团公司四川公司 中国华电集团公司新疆公司 中国华电集团公司云南公司 中国华电集团公司内蒙古公司 中国华电集团公司贵州公司 成员单位 一、全资企业 1、中国华电工程（集团）公司 2、山东黄岛发电厂（1#、2#机） 3、苏州国家高新技术产业开发区望亭发电有限公司 4、中国华电集团公司贵州大龙发电厂 二、内部核算单位 1、中国华电集团富拉尔基发电总厂 2、中国华电集团公司四川宝珠寺水力发电厂 3、中国华电集团公司望亭发电厂 4、清镇发电厂 5、中国华电集团公司内江发电总厂

6、佳木斯发电厂 7、中国华电集团公司湖北青山热电厂 8、浙江华电乌溪江水力发电厂 9、中国华电集团公司云南以礼河发电厂 10、中国华电集团公司宜宾发电总厂 11、遵义发电总厂 12、福建永安火电厂 13、北京第二热电厂 14、福建华电漳平电厂 15、攀枝花发电公司 16、中国华电集团公司云南昆明发电厂 17、福建省古田溪水力发电厂 18、福建省安砂水力发电厂 19、福建省池潭水力发电厂 20、四川华电五通桥发电厂 21、中国华电集团公司云南巡检司发电厂 22、中国华电集团公司石家庄热电厂 23、中国华电集团公司云南绿水河发电厂 24、福建省华安水力发电厂 25、中国华电集团公司石家庄水电厂 26、中国华电集团公司密云水电厂 27、福建省厦门电厂

28、四川华电磨房沟发电厂 29、中国华电集团福建南靖水力发电厂 30、湖北华电武昌热电厂 31、中国华电集团公司云南石龙坝发电厂 32、福建省福州电厂 33、湄洲湾电厂运行分公司 三、控股企业 1、华电国际电力股份有限公司 2、华电国际电力股份有限公司邹县发电厂 3、哈尔滨第三发电有限责任公司 4、贵州乌江水电开发有限责任公司 5、华电国际电力股份有限公司十里泉发电厂 6、华电国际电力股份有限公司莱城发电厂 7、铁岭发电厂 8、黑龙江电力股份有限公司 9、牡丹江第二发电厂 10、陕西蒲城发电有限责任公司 11、新疆红雁池第二发电有限责任公司(在建) 12、华电国际电力股份有限公司青岛发电厂 13、乌江渡发电厂 14、四川广安发电有限责任公司 15、福建棉花滩水电开发有限公司