标准规范下载简介

DL／T 5550-2018 火力发电厂燃油系统设计规程

1燃油作为燃油电广的主燃料，采用从储油罐出口母管到每 台机组单元制的供、回油系统，有利于每台机组根据负荷单独调节 控制，不会互相影响。 2当储油罐距离锅炉距离较近，供、回油的可靠性有保障时 一般可不设置日用油罐。 国内外各公司对燃油电广日用油罐的设置方案不同，中南院 设计的喀土穆北燃油电厂未采用日用油罐，在主油罐直接用供油 泵将重油输送至锅炉燃烧器，锅炉燃烧器的回油直接回送到主油 罐，喀北的设计中回油只回送到单一主油罐，实际上在运行可靠性 上存在一定的风险。西北院在伊朗设计的大型燃油电广也采用了 不设置日用油罐的技术方案，其主油罐区共有6个大型油罐，每台 燃然油锅炉的回油都回送至回油母管，回油母管与6个大型油罐均 进行连接，这样就确保了在部分主油罐维护条件下回油的可靠性 供油母管也采用了类似的母管制系统。伊朗ShahidRajai2× 660MW燃油/燃气火力发电机组，从油罐区至锅炉房之间的供油 管道长度约1.3km，也采用4台35000m重油罐直接通过供油泵 向锅炉供油的方式，没有设置日用油罐。 但大容量燃油发电广，厂内往往有多台机组，为电厂供油需要 数量较多、容量较大的储油罐区，因此距离锅炉房也较远，在这种 条件下，可考虑在锅炉房附近设置日用油罐。如调研委内瑞拉中 央电厂，老厂有5台400MW机组，储油罐区共有4个35000m重 油罐，3个28000m重油罐。因此，对于调研中的5号机组，容量 为440MW，耗油量约为100t/h，则单独设置了2台2600m的重 油日用油罐，靠近锅炉布置。主油罐区的重油通过输油泵房输送 至日用重油罐，再用供油泵将日用重油罐的重油输送至锅炉的燃 烧器，锅炉燃烧器的回油也回送至日用重油罐。 当全厂机组较多时，储油罐往往分为儿组分散布置在较大的

区域范围内，如仍全部从储油罐通过供油泵直接向锅炉供油，油泵 房不便布置，也不便于调节控制。因此，当全厂机组大于2台时， 推荐靠近锅炉设置日用油罐区，向锅炉房供油。 在实际的工程实践中，配置日用油罐和不配置日用油罐的方 案均有采用，欧洲、日本等发达地区采用日用油罐的方案较多，实 际工程设计中的方案快择应根据燃油电广的总体规模、主油罐区 与主广房区的距离以及燃油的特性等因素综合评估决定。 5同本条第1款，设置从储油罐出口母管到每台机组单元制 的过滤、泵送、加热系统支路，有利于每台机组根据负荷单独调节 控制，不会互相影响。 苏丹Alfula电广3×135MW燃油燃气发电机组，3台机组供油 泵系统为单元制，每台机组设供油泵2台，单台泵的容量为100%。 苏丹喀北电厂2×110MW燃油发电机组，供油泵系统为母管 制，油泵房设供油泵3台，单台泵的容量为50%。但加热器为单 元制，每台机组配3台加热器，其中2台为蒸汽加热器，1台为电 加热器作为启动加热器

7.2.4本条对燃油锅炉发电厂的燃油系统管道连接设计做出

1当机组台数大于2台时，为保证机组运行的可靠性，在1 根输油管故障检修时不会造成全广机组停止运行，因此储油罐至 日用油罐的输油管道不宣少于2根。当全厂的储油罐分为1组以 上时，可为每个油罐组设1根输油母管，日用油罐进油母管采用双 母管，这样也可以起到备用的作用。 2在过去的燃油电厂设计中，也有采用单元制过滤、泵送、加 热回路，每一个回路的过滤器、加热器的容量与供油泵的容量 致，仅在供油泵进口、燃油加热器出口设母管。这种运行方式灵活 生差，当1台设备故障时，整个回路都需要停运GB／T 11945-2019 蒸压灰砂实心砖和实心砌块，现在很少采用，因 比不推荐采用。 3调研几个燃油电厂的供油泵房至锅炉房的供回油母管设

置情况如下： 委内瑞拉中央电厂6号600MW蒸汽轮机发电机组项目，1 台600MW燃油机组，燃料为6号重油、2号柴油和天然气，柴油 供回油母管和重油供回油母管均为单母管。 苏丹ALFULA电厂，新装机容量为3×135MW燃油燃气发 电机组，燃料为原油和柴油，为每台机组设独立的过滤、泵送、加 热、母管单元制系统，原油加热器出口至每台锅炉均设有单独的母 管，回油和柴油供回油全厂设一根单母管。 苏丹喀土穆北电站三期5号机组工程，装机容量为2台420t/h 燃油锅炉，燃料为重油和柴油，供油泵出口采用分段母管制，重油 加热器及加热器出口均为单元制，至每台锅炉均设有单独的母管， 回油和柴油供回油全广设一根单母管。 7.2.5锅炉燃用重油时，合适的燃油黏度是锅炉燃烧器喷嘴最佳 雾化和合理燃烧的重要条件之一，不同类型的喷嘴对燃油黏度有 着不同的要求，因此需要根据燃油油品的种类和喷嘴特性选择合 适的燃油温度。受储油罐或日用油罐储油温度的限制，油罐出口 油温往往满足不了锅炉燃烧器的要求，因此需要另设燃油加热器， 燃油加热器推荐设置在供油泵出口。 当燃油电采用柴油作为点火和启动燃料，同时设有燃用柴 油的启动锅炉时，机组启动初期可以使用来自启动锅炉的蒸汽作 为燃油加热器的加热汽源，不需要单独设置启动加热器。当全厂 缺少可靠的启动汽源时，可选用1台电加热器作为启动加热器，启 动加热器的容量应满足1台最大容量锅炉的机组可以产生合格参 数的辅汽作为燃油加热器的汽源时的负荷率要求，可按30%BM CR负荷下的耗油量考。 7.2.6除燃煤电广的油循环过程中，供油泵对燃油做功会导致油 温升高以外，对于燃用原油和重油的燃油电厂，为满足锅炉油燃烧 器的黏度要求，需要在供油泵之后、燃烧器之前设置燃油加热器， 油温会加热到较高的温度。如这部分燃油没有完全投人锅炉燃

置情况如下： 委内瑞拉中央电厂6号600MW蒸汽轮机发电机组项目，1 台600MW燃油机组，燃料为6号重油、2号柴油和天然气，柴油 供回油母管和重油供回油母管均为单母管。 苏丹ALFULA电厂，新装机容量为3×135MW燃油燃气发 电机组，燃料为原油和柴油，为每台机组设独立的过滤、泵送、加 热、母管单元制系统，原油加热器出口至每台锅炉均设有单独的母 管，回油和柴油供回油全广设一根单母管。 苏丹喀土穆北电站三期5号机组工程，装机容量为2台420t/h 燃油锅炉，燃料为重油和柴油，供油泵出口采用分段母管制，重油 加热器及加热器出口均为单元制，至每台锅炉均设有单独的母管， 回油和柴油供回油全厂设一根单母管。

7.2.6除燃煤电广的油循环过程中，供油泵对燃油做功会导致油

7.2.6除燃煤电厂的油循环过程中，供油泵对燃油做功会

温升高以外，对于燃用原油和重油的燃油电厂，为满足锅炉油燃烧 器的黏度要求，需要在供油泵之后、燃烧器之前设置燃油加热器， 油温会加热到较高的温度。如这部分燃油没有完全投入锅炉燃

7.2.7燃油系统可用于油泵人口的过滤器有多种型式，如Y形 过滤器、T形过滤器和篮式过滤器等。Y形过滤器和T形过滤器 是除去液体中少量固体颗粒的小型设备，因为滤网为一支管从侧 面引出，形成Y形或T形故得此名。当燃油进入置有一定规格过 滤器的滤简后，其杂质被阻挡，而清洁的燃油则由过滤器出口排 出，当需要清洗时，只要将可拆卸的滤筒取出，处理后重新装入即 可。由于滤网直接从管上引出，在布置上比较节省空间，但过滤面 积较小，适用于杂质较少的场合如炉前流量计入口。

7.2.13设置从泵出口至回油管路的再循环调节回路，其功能主 要包括： （1）机组正常运行时，保证燃油系统负荷变化时炉前油压保持 稳定，满足锅炉厂要求的炉前油压的要求。 （2）当油泵低负荷运行时，可以满足油泵的最小流量要求。 （3）当油泵为螺杆泵或齿轮泵时，再循环调节回路还具有保护 油泵的功能。 （4）当安装阶段需要调试供油泵时，可以将油回至油罐。必要

的时候还可以起到两个油罐间倒罐的功能， 容积泵的流量几乎不可调节，当炉前供油停止但供油泵尚在 运行或安装阶段需要调试供油泵时，根据容积泵的流量特性，通过 再循环调节回路的流量为1台泵的全流量，因此再循环调节回路 的管径应与单台泵出口管道相同。 调节阀的阀前压力宜设定在锅炉要求的炉前油压加上从油泵 出口至炉前母管的管道和设备阻力之和

体上，有的安装在泵出口管道上，以防止泵出口管路堵塞、泵出口

组炉前供、回油母管已建成投入使用，但下一台机组尚未开始安 装。因此，可在2台锅炉的炉前供、回油母管间设置隔断阀门，保 证已建成的燃油系统能安全运行。当下一台机组建设时，不需要 动火切割充油的管道，只需要在隔断阀门后继续安装管道即可。 在隔断门前用带阀门的管道将供、回油管道连接起来，是为了 方便调试阶段在炉前供、回油母管进行油循环

7.2.16本条的规定与现行行业标准《发电厂油气管道设计规程》

每台锅炉的供油母管上装设燃油快速切断阀的自的是：当锅

炉油系统发生故障或者发生火灾事故时，可以迅速地切断油源。 快速切断阀在工作压力下的关闭时间一般不应大于1s。在燃油 快速切断阀前设置手动快速切断阀，在需要的时候，可以用手动的 方法切断燃油供应。 7.2.18根据现行行业标准《发电厂油气管道设计规程》DL/T

7.2.18根据现行行业标准《发电厂油气管道设计规程》DL/T 5204，燃油管道的介质流速可按表9选取

表9燃油管道推荐介质流速表

3燃气轮机和柴油机发电厂

7.3.1本条中的日用油罐与燃煤和燃油锅炉发电厂的日用油罐 功能有所不同，主要用于储存经过油处理装置处理后的净化燃油 设置在油处理装置之后，也有工程称之为净化油罐。 7.3.3本条对燃气轮机或柴油机供油系统相关储罐设计做出

7.3.3本条对燃气轮机或柴油机供油系统相关储罐设计做出

1当燃油品质较差时，重油处理装置的工作负担较重，投资 也会更高。在储油罐和油处理装置之间设置沉淀罐，使燃油在油 处理装置处理前先进行预沉淀，沉淀罐容积较小，可以设置高于储 油罐的沉淀温度（根据《大功率柴油机发电厂技术手册》，黏度在 380mm/s以下时，沉淀罐油温取70℃，当黏度在380mm²/s以上 时，取90℃），缩短沉淀时间，取得更好的沉淀效果。沉淀罐内的

沉淀时间不短于24h。当燃油品质较好时，也可不设沉淀罐。 2设置沉淀罐以后，对于柴油机发电厂，日用油罐的要求可 以降低，可设1机1罐，也可数台机组共用1台油罐，通常柴油机 发电的机组台数较多，全厂设置1台的系统设计比较简单，操作 也比较方便。 3根据各燃气轮机制造厂的要求，虽然油处理已将绝大部分 水分和杂质分离掉，但还需进行至少24h的沉淀。设置3台日用 油罐，1台用于油处理后进油，1台用于沉淀24h，1台用于向燃气 轮机供油

7.3.4油处理装置通常成套配带有供油泵模块，当设置沉淀罐

油处理装置通常成套配带有供油泵模块，当设置沉淀罐 定罐一般距离油处理装置距离较短，油罐来油通过自流供油 理装置供油泵人口，保持一定的静压头即可。

当设有沉淀罐时，在储油罐全沉淀罐之间需要设置输油泵。 当不设置沉淀罐时，是否需要在储油罐至油处理装置之间设 置输油泵，要根据储油罐至油处理装置之间的距离和管道的阻力 确定，如不满足油处理装置供油泵的最小入口压力的要求，仍需要 设置输油泵。 输油泵一般由油处理装置广家成套供货。根据油处理装置厂 家提供的资料，成套供货的离心式油处理装置通常包括燃油输油 泵送模块（含双联过滤器、燃油输油泵）、燃油处理模块（含离心分 离机、水洗系统、含水率监测装置）、废水处理模块、控制盘等。处 理重油时，还设置有换热器模块。 燃油输油泵通常为2×100%，处理重油时一般采用螺杆泵， 处理柴油时一般采用离心泵。 7.3.5对于离心式油处理设备，应该设置备用。因为离心式分离 器的检修、维护量大，又要定期排渣，必须有一条线停下来，另外离 心分离机本体占地不大，增加条备用线占地增加也不多，而厂家 对于要求处理量大的电厂来说常设计为小容量多处理线并联结 构，设置备用线是合理的

对于静电式油处理装置，本身没有转动部件，维修量很小，可 以连续运行。并且单线处理量一般比较大，占地也较大，如果考虑 备用，占地将大大增加，如果为了减小单线占地面积而片面减小静 电式油处理装置单线的处理量经济性不合理。因此采用静电式处 理设备可不考虑备用线，而可以在净油储量上考虑备用容量，如加 大日用油罐的容量，也就是说可利用静电式处理装置的单位时间 出力大和大的日用油罐储量来满足生产的要求，达到备用线同样 的的，

7.3.6本条对日用油罐与燃气轮机或柴油机本体的前置模块之

8.1燃油系统的加热蒸汽系统

8.1.1对黏度大、凝固点高于冬季最低日平均环境温度的燃油 为避免油温降低后燃油黏度增加而造成油凝固或系统阻力增加影 响燃油正常输送，故规定其卸油、贮油、含油污水收集和处理装置 应有加热蒸汽系统。当全广设有利用余热装置产生的热水系统 时，若油品加热温度小于50℃时，在经济合理的前提下，也可采用 热水作为加热介质。卸油装置包括自身无加热设施的卸油油车或 卸油油船等，贮油装置包括油罐等储存油品的容器等。 8.1.2油系统所需的燃油温度和运行要求应该满足贮油系统和 供、回油系统以及伴热系统的运行特性要求。燃油加热蒸汽系统 设计应该满足系统中各用汽点的参数要求，加热蒸汽应该从与所 要求的参数相接近的蒸汽汽源引接。当主要的、经常性的用汽点 的蒸汽参数差别较大时，为避免蒸汽大幅减温、减压造成热效率损 失，加热蒸汽系统可分别从高压和低压蒸汽汽源引接以保证经济 合理性。 8.1.3燃油加热蒸汽的温度高于燃油加热或维持温度30℃以 上，是为了保证加热效果和经济合理性。燃油加热蒸汽压力的确 定需要考以下因素： （1）加热蒸汽压力低于所选择的加热蒸汽温度下的饱和温度 以保证加热蒸汽具有一定的过热度，避免加热蒸汽在输送过程中 发生冷凝。

8.1.1对黏度大、凝固点高于冬季最低日平均环境温度的燃油， 为避免油温降低后燃油黏度增加而造成油凝固或系统阻力增加影 响燃油正常输送，故规定其卸油、贮油、含油污水收集和处理装置 应有加热蒸汽系统。当全广设有利用余热装置产生的热水系统 时，若油品加热温度小于50℃时，在经济合理的前提下，也可采用 热水作为加热介质。卸油装置包括自身无加热设施的卸油油车或 卸油油船等，贮油装置包括油罐等储存油品的容器等。

供、回油系统以及伴热系统的运行特性要求。燃油加热蒸汽系统 设计应该满足系统中各用汽点的参数要求，加热蒸汽应该从与所 要求的参数相接近的蒸汽汽源引接。当主要的、经常性的用汽点 的蒸汽参数差别较大时，为避免蒸汽大幅减温、减压造成热效率损 失，加热蒸汽系统可分别从高压和低压蒸汽汽源引接以保证经济 合理性。

8.1.3燃油加热蒸汽的温度高于燃油加热或维持温度30℃以 上，是为了保证加热效果和经济合理性。燃油加热蒸汽压力的确 定需要考虑以下因素：

燃油加热蒸汽的温度高子燃油加热或维持温度30C次

（1）加热蒸汽压力低于所选择的加热蒸汽温度下的饱和温度， 以保证加热蒸汽具有一定的过热度，避免加热蒸汽在输送过程中 发生冷凝。 （2）还需要根据蒸汽管道长度和布置情况计算蒸汽管道及管 牛的阻力，校核加热蒸汽压力是否满足克服阻力的要求，如果不能 满足蒸汽系统阻力要求，则可以适当提高加热蒸汽温度，从而增加

加热蒸汽压力以满足阻力要求。

加热蒸汽压力 以满定阻力要求， 8.1.4燃油遇温度高于油品自燃点的蒸汽时有引发火灾的风险， 因此要求加热蒸汽温度应该低于油品的自燃点。蒸汽温度还需保 证燃油不会因吸收过量的热而发生碳化变质，具体温度根据燃油 的特性确定。

8.1.5燃油加热蒸汽的最大消耗量为全厂燃油系统各项连续用

汽量以及同时发生的间断用汽量之和。连续用汽量一般包括供油 管道上设置的燃油蒸汽加热器和燃油系统蒸汽伴热等的用汽量： 间断用汽量一般包括卸油设施、含油污水收集和处理装置、燃油吹 扫等的用汽量；贮油设施的加热蒸汽是否属于连续用汽需根据燃 油特性、环境温度、储油温度等要求进行确定。 当机组类型不同时，其最大用汽量出现的机组运行工况也不 同。对于以燃油为主燃料的电厂，最大用汽量一般出现在机组满 负荷运行工况。对于以燃油为启动或点火燃料的电广，最大用汽 量一般出现在机组启动和低负荷稳燃工况。 根据部分燃油电广的设计经验，其燃油加热蒸汽消耗量较大 甚至对电广主机的容量和设计造成影响。 8.1.6燃油加热蒸汽的蔬水存在被油污染的可能性，例如蒸汽加 热器内的换热管在运行中存在爆管或裂管的可能，从而造成燃油 进人蒸汽疏水，因此燃油加热蒸汽系统的疏水不宜进入主机热力 系统，以免危及主机运行安全。经调研，国外部分燃油电厂也有采 用燃油加热蒸汽系统疏水经收集后回用至主机热力系统的设计， 运行过程中发生过燃油漏入疏水中的情况，此时需采取措施将加 热蒸汽疏水与主机热力系统进行隔断，该设计方案存在泄漏情况 不易被发现和运行可靠性较低的缺点。 双管式安全性热交换器是一种有效解决加热器泄漏问题的设 备，目前在燃气电厂设计中进行了较产泛的应用，设备安全可靠性 高，可有效避免天然气泄漏引发的燃机停机检修或运行事故。双 管式安全性热交换器的换热管采用了双层管设计，内外管之间为

汽量以及同时发生的间断用汽量之和。连续用汽量一般包括供油 管道上设置的燃油蒸汽加热器和燃油系统蒸汽伴热等的用汽量： 间断用汽量一般包括卸油设施、含油污水收集和处理装置、燃油吹 扫等的用汽量；贮油设施的加热蒸汽是否属于连续用汽需根据燃 油特性、环境温度、储油温度等要求进行确定。 当机组类型不同时，其最大用汽量出现的机组运行工况也不 同。对于以燃油为主燃料的电厂，最大用汽量一般出现在机组满 负荷运行工况。对于以燃油为启动或点火燃料的电广，最大用汽 量一般出现在机组启动和低负荷稳燃工况。 根据部分燃油电广的设计经验，其燃油加热蒸汽消耗量较大 其至对电广主机的容量和设计造成影响

8.1.6燃油加热蒸汽的疏水存在被油污染的可能性，例如

8.1.7当闭式循环系统中设置有辅助锅炉时，由于辅助锅炉为经

8.1.9燃油加热蒸汽系统所需的汽量随电厂主机运行工况的不

器的受热面或换热管上结油垢，影响换热并危及设备的安全运行， 放要求在疏水管道和疏水箱上设置在线油份检测仪。当疏水中的 含油浓度不能满足辅助锅炉或辅助蒸汽发生器的使用要求时，需 要将疏水切换排人含油污水处理系统内，同时对于漏油点进行排 查和处置。

8.2燃油管道和设备的伴热系统

8.2.1对于燃油为重油、原油或燃油的凝点等于或高于电厂历年 最冷月平均气温的管道和设备，其对环境的散热损失可能导致燃 油黏度增加或凝固，从而导致燃油系统无法正常运行或达不到燃 油使用设备所要求的黏度范围，因此需要设置伴热系统。 8.2.2燃油的升温考虑在油罐内或油罐外的加热器中完成，故伴 热系统设计一般仅考虑维持燃油介质的工作温度，而不再考虑燃 油的升温

3.2.3燃油管道伴热的形式有伴管伴热和电伴热两种，伴管伴热

内伴管是指伴管安装在被伴管内部，内伴管发生泄漏时不易 发现，也不易检修，而且伴管和油管的胀缩率不同，容易引起胀裂 事故，故这种方式目前很少采用。 外伴管是指伴管安装在被伴管外部，外伴管便于施工和检修， 是自前国内外石油化工企业和火力发电广普遍采用的一种伴热 方式。 夹套管伴热即在被伴管外面安装一套管，类似套管式换热器 进行伴热。夹套管伴热耗钢量大，施工工程量大。因此，这种伴热 方式一般是在外伴管不能满足工艺要求的情况下采用，如燃油凝 固点高、采用外伴管达不到伴热温度要求时。 伴管伴热的介质一般有蒸汽和热水两种。蒸汽伴热适用范围 广，且蒸汽在电厂内容易获得。热水伴热一般较少采用，当燃油伴 热温度要求较低，且全厂设有利用余热装置产生的热水系统时，经

技术经济论证合理后，也可采用热水作为伴热介质。 电伴热具有施工简单、能有效地自动控制燃油温度等优点，缺 点是电伴热带烧断后不易发现，当电伴热带质量不稳定时检修维 护工作量较大。在下列情况时可以选用电伴热方式： （1）需要对管道内燃油温度进行精确控制，防止管道温度 过热。 （2）蒸汽伴热不能满足燃油管道所需维持的温度要求。 （3）需要对不规则外形的设备进行伴热。 （4）厂内无伴热蒸汽。

伴管与伴管之简有最大加热空间，且被伴管通过保温层散失到 四周大气中的热量可忽略不计，伴管放出的热量几乎全部代替被 伴管的热损失，因而这种型式的伴热保温结构的伴热效果较好，热 量损耗较小。现行石化行业标准《石油化工设备和管道绝热工程 设计规范》SH/T3010中推荐对于公称直径小于或等于350mm 的燃油管道采用该型式的保温结构，对于公称直径大于或等于 350mm的燃油管道采用硬质绝热材料时，绝热结构可由多瓣组 成。据调研，石化行业蒸汽伴管设计大部分采用了该型式的保温 结构，其优点是伴热效率高，特别适用于燃油火力发电厂长时间连 续运行的燃油系统以及重油、原油系统的伴热设计，缺点是当管壳 直径较大时在运输和施工过程中管壳可能产生一定的破损，需要 采取相应的措施减少破损率。 被伴管采用软质保温材料及非圆形保温结构时，管壳会出现 一个散热角，被伴管会通过这部分把热量散失到四周大气中去，降 低伴热效果。如选用此种保温型式时，应在伴管与保温层之间加 铁丝网以保证加热空间。根据调查，由于国内燃煤火力发电厂的 燃油系统大部分用于锅炉启动和低负荷稳燃且运行时间不长，该 型式的保温结构虽然伴热效率相对较低，但施工方便，在燃煤火力 发电厂设计中仍被广泛应用。

：a本表中提供了当被伴热介质维持温度为150℃以及环境温度分别为3.2℃、 11.4℃和21.8℃条件时的被伴管保温厚度，实际保温厚度应根据被伴管管 径、被伴热介质实际所需的维持温度和环境温度等工程条件计算确定。 b伴管根数及公称直径计算的参数取值应满足下列要求： 1)热损失附加系数K取1.25；保温材料制品为岩棉，其导热系数按下式计算： 入=0.044十0.00018（Tm一70），Tm为保温材料内外表面温度的算术平 均值（℃）； 2)保温层内加热空间空气向保温层的放热系数a取13.95W/（m²·K）。对于 伴管的公称直径为DN15，蒸汽温度151℃，伴管向保温层内加热空间的放热 系数α取21.28W/（m²·K）；对于蒸汽温度183℃，伴管向保温层内加热空间 的放热系数α取23.14W/（m²·K）。对于伴管的公称直径为DN20，蒸汽温度 151C，伴管向保温层内加热空间的放热系数α取20.12W/（m²·K)；对于蒸汽 温度183℃，伴管向保温层内加热空间的放热系数α取22.10W/（m²·K)。保温

表11蒸汽伴管根数和管径（圆形保温结构）被伴热介质维持伴管根数及管径（nXDN），蒸汽温度183℃时h被伴管温度150℃时管径公环境温度（℃）被伴热介质维持温度（C）称直径DN大庆北京广州3. 211. 421.890100110120130140150保温厚度（mm）15505040205050402550505040505050505050501×15806050501006060501506060602006060602506060603×153006060603507060602×153×154×154007060604507060601X×.202×203×204X20500706060注：表中a、b解释同表10。:143.

表12：热水伴管根数和管径（圆形保温结构）伴管根数及管径（nXDN），热水被伴热介质维持温度100℃时a温度90℃时b被伴管环境温度（℃）被伴热介质维持温度（℃）管径公称大庆北京广州直径DN3. 211.421.830405060保温厚度（mm）15404030204040302540404040404040504040401 ×15805040401005040401505050402005050402505050403005050403505050402×154005050404505050401 × 202× 20500505040注：a本表中提供了当被伴热介质维持温度为100℃以及环境温度分别为3.2℃、11.4℃和21.8℃条件时的被伴管保温厚度，实际保温厚度应根据被伴管管径、被伴热介质实际所需的维持温度和环境温度等工程条件计算确定。b伴管根数及公称直径计算的参数取值应满足下列要求：1)热损失附加系数K取1.25；保温材料制品为岩棉，其导热系数按下式计算：入=0.044+十0.00018（Tm一70），Tm为保温材料内外表面温度的算术平均值（℃);2)保温层内加热空间空气向保温层的放热系数α取13.95W/m²·K）。对于伴管的公称直径为DN15，热水温度90℃，伴管向保温层内加热空间的放热系数α取18.35W/（m²·K）；对于热水温度100℃，伴管向保温层内加热空间的放热系数α取18.81W/（m²·K）。对于伴管的公称直径为DN20，热水温度90℃，伴管向保温层内加热空间的放热系数α取17.00W/（m²·K）；对于热水温度100℃，伴管向保温层内加热空间的放热系数α取17.49W/（m²·K)。保温层外表面向大气的放热系数ar按下式计算：aj=1.163×(（10+6/V）:144:

表13热水伴管根数和管径（圆形保温结构

注：表中a、b解释同表12.

3为方便设计，单位长度和单位时间内的外伴管蒸汽耗量可 参考表14中的数值。

表14外伴管的蒸汽耗量（kg/m·h（圆形保温结构）

8.2.6当采用外伴管伴热且被伴管采用软质保温材料及非圆形 保温结构时，被伴管与保温管壳之间会出现一个散热角α，它是被 伴管与保温层接触的部分，也就是被伴管通过这部分把热量散失 到四周大气中。另外，被伴管与保温管壳之间还会形成一个加热 角β，由它传热于被伴管以补充被伴管内介质的热损失。这种结 构形式的伴管计算公式较圆形结构复杂，本标准对此不做详细规 定。《电厂燃油设计手册》（1977年版）、《火力发电厂保温油漆设 计规程》和《石油化工装置工艺管道安装设计手册（第篇设计与 计算）》中均提供了带外伴管伴热的油管道保温厚度的计算方法以 及伴管管径与保温厚度、加热角和散热角的关系式，可供计算参 考。《电厂燃油设计手册》（1977年版）对这种非圆形保温结构的 伴管管径及根数也提出了 一般可参考表15选用

8.2.7当伴热蒸汽的疏水需回收时，电厂内一般是分区域设置数

签配尔而收 个疏水收集点，疏水通过管道集中回收至该处后再进行复用。为 保证蒸汽伴热的效果以及疏水具有足够的压力回至收集点，本条 规定了蒸汽伴管的最大允许有效伴热长度和允许U形弯累计上 升高度。当伴热蒸汽的疏水不回收时，疏水压力不做要求，此时伴 管的最大允许有效伴热长度可适当延长

8.2.8当伴热蒸汽的疏水需要就近接入排水管线时，由于伴热蒸

汽的疏水温度较高，而且排水管道不耐高温，为避免烫伤地下排水 管线，高温疏水应先排至凉水槽后再引入排水管线，经常性疏水还 应考虑掺凉措施。

8.2.10为保证伴管的蒸汽为干蒸汽，伴管应从蒸汽母管顶部引1 出。当关断阀处于关闭状态时，如阀门布置在垂直管道上，阀后产 生的积水可能会因阀门关闭不严而漏入蒸汽管道内，故关断阀宜 布置在水平管道上。

8.2.12热水伴管内形成的气体在管道内聚集会影响热水介质

8.2.12热水伴管内形成的气体在管道内聚集会影响热水介质的

8.2.12热水伴管内形成的气体在管道内聚集会影响热水介质的 正常流动和伴热效果。当热水伴管沿着被伴管的高位点向低位点 进行敷设时，热水伴管内形成的气体可能在高位点聚集，因此，热 水伴管在布置时宜从低位点供热、高位点回水

8.2.14在油管路设计时,已考虑了管道的热补偿,设置了元形自

然补偿，伴管沿油管敷设，也具有一定的热补偿能力，但伴管内介 质温度较高，与油管的膨胀量不同，因此，元形自然补偿的距离应 安伴管的设计温度计算布置。伴管也不应直接焊在被伴管上，以 免限制伴管的膨胀。

8.2.15电伴热的方法包括感应加热法、直接通电法和电阻加热

感应加热法是在管道上缠绕电线或电缆，当接通电源后，由于 电磁感应效应产生热量，以补偿管道的散热损失。电感应加热具 有热能密度高的优点，但费用较高。 直接通电法是在管道上通以低压交流电，利用交流电的表皮

伴热带在整个系统内正常工作而不破坏其功能的最高容许温度。 当燃油管道采用蒸汽吹扫时，管内介质最高运行温度应按蒸汽温 度设计。

8.2.18电伴热带结构特征是指与设计条件相适应的电伴热带的

外层结构和特性。工程设计中需根据被伴管道或设备的材质、被 伴热介质的化学特性以及电伴热带的操作环境等条件确定电伴热 带外部是否需要设置外包裹的屏蔽层或胶皮层，并选择适宜的屏 蔽层或胶皮层的材料。以某供货商电伴热带产品为例，其结构特 征参数见表16。

表16电伴热带结构特征参数

8.2.19被伴管的工艺条件包括被伴管内的燃油温度、管径、保温

8.2.19被伴管的工艺条件包括被伴管内的燃油温度、管径、保温 材料及厚度等参数。电伴热产品的技术参数一般包括工作电压、 输出功率、最高承受温度和结构特征等。举例说明，电伴热产品的 型号确定步骤如下： （1）根据被伴管的工艺条件以及环境温度等，按本标准中式 (8.2.16)计算出管道散热损失为22.52W/m。 （2）工作电压为220V，交流电。 （3）考虑到采用0.8MPa蒸汽吹扫，短时间需要承受的最高温 度为180℃。 （4）燃油管道经常运行和需要维持的温度为60℃。 （5）燃油管道处于爆炸危险区，而且燃油介质存在化学腐蚀， 选择其结构特征适于在此工作条件下的电伴热带。 （6）根据上述各项参数选择自限温型的电伴热带并确定型号。 （7)在维持温度60℃下核算该型号电伴热带输出功率为 25W/m，大于22.52W/m，选择型号满足要求。

8.2.20由于各电伴热带的供货商计算管道

侧或左右两侧，且与管道横截面的水平轴线呈45°角；若采用两根 电伴热带，则要对称敷设；当采用多根电伴热带时，则按90°角分 布或等距离布置。在电伴热带的选型和计算过程中，如采用平行 敷设方式且所选电伴热带的输出功率不能弥补管道散热损失时， 可采用缠绕敷设方式。缠绕敷设电伴热带的螺距需要根据管道散 热损失和电伴热带可供热量、管道直径确定

备，如燃油加热器、过滤器等也需定期检修和吹扫，以保持良好的工 作效能。 8.3.7固定式吹扫方式是指在蒸汽管道和燃油管道之间采用固 定的管道进行连接，吹扫时只需打开连接管道上的关断阀通入吹 扫蒸汽。半固定式吹扫方式是指在蒸汽管道和燃油管道上分别留 有短管及阀门，吹扫时临时接

8.3.7固定式吹扫方式是指在蒸汽管道和燃油管道之间采用固

定的管道进行连接，吹扫时只需打开连接管道上的关断阀通入吹 扫蒸汽。半固定式吹扫方式是指在蒸汽管道和燃油管道上分别留 有短管及阀门，吹扫时临时接上软管通人吹扫蒸汽（图2）

油经吹扫管进人蒸汽管内污染蒸汽品质并保证关断的严密性。检 查放油管用于检查蒸汽中是否含油。设置节流装置是为了使吹扫 蒸汽的压力低于燃油管道和设备的设计压力，

8.3.9固定式吹扫接头安装在燃油设备或管道的低点易造成油

8.3.11燃油管道设置放空管的目的是在燃油管道水压试验时将 气体从管系的高点排出。燃油管道设置放净管的自的是在水压试 验后、燃油系统停运检修前或管道防冻时将管道内的液体从管系 的低点排出。放净管也可用作水压试验时流体的注入管。

8.4含油污水收集及处理系统

8.4含油污水收集及处理系统

8.4.2当燃油系统设施为集中布置时，其产生的含油污水具备集 中处理的条件，设置集中处理的含油污水处理装置有利于减少投 资。当燃油系统设施布置较为分散时，可分区域、分级设置含油污 水收集及处理装置。

8.4.4含油污水收集及处理系统设计方案的拟定包括确定火电 广内含油污水收集及处理装置的套数、处理容量、处理级数、布置 位置和处理工艺等。

8.4.4含油污水收集及处理系统设计方案的拟定包括确定火电

8.4.5电厂含油污水的主要来源为以下几处

（1）燃油储罐脱水：脱水是指油品供给电厂时，油中含有一定 量的水分，来油卸入油罐后需要静置一段时间，依靠重力自然分 离，并从油罐底部定时排出含油污水。脱水水量需根据油品含水 率、油品使用频率及脱水次数确定。正常情况下脱水量可按油罐 中存油体积的1%～3%计算。运行中有时将吹扫管道的油水注 人了燃油储罐，由于厂区燃油管道较短，进人油中的蒸汽凝结水量 不多，计算时可忽略不计。

（2）含燃油场所的冲洗水和排水：主要是指卸油栈台、油泵房 等处的冲洗水和排水。油泵房含油污水为地面冲洗水、滤油器的 吹洗排水、设备和管道的放水，油泵出口的燃油蒸汽加热器的疏水 虽不能作为纯净的凝结水回收，但也不需排入含油污水装置处理， 一般收集后另作他用。 （3）含燃油场所的初期雨水：主要是指油罐区防火堤内、整体道 床卸油线和卸油栈台的地面雨水。雨水量按接纳雨水面积和降水 强度计算，降雨时间一般按15min计算。当降雨时间超过15min 时，则把汇集的雨水引入排水管道。 （4）使用频率较低或事故工况时的加热蒸汽疏水：对于使用频 率较低的加热蒸汽疏水可排入含油污水收集及处理系统内，当事 敌工况燃油漏人加热蒸汽疏水时，疏水中的含油浓度不能满足电 广内复用或排放要求，需要将疏水切换排入含油污水收集及处理 系统内。 （5）吹扫系统产生且未进入燃油使用设备的含油污水：燃油管 道和设备内的残油，部分可吹扫人燃油使用设备内燃烧或油罐内， 其他需吹扫入含油污水装置内

8.4.6调节时间是指含油污水收集及处理装置中调节池容积所

能满足的含油污水设计处理流量下的存储时间。由于各项间断污 水量并不是同时发生，因此间断水量的处理时间是将间断污水量 折算成连续污水量的计算时间，式（8.4.6）中按一个调节时间进行 折算，由于各项间断污水量发生的时间间隔往往超过调节时间，故 ，的取值一般取调节时间的2倍～3倍。调节池的调节时间一般 为8h~12h。 对于以燃油为点火和低负荷助燃燃料的电厂，根据设计和运 行经验，全厂设置2×800m²及以下容量油罐时，可设置5t/h处理 容量的含油污水收集及处理装置；全厂设置2×1000m3及以上容 量油罐时，可设置10t/h处理容量的含油污水收集及处理装置。 对于以燃油为主燃料的电厂，需要根据排水量计算后确定含油污

厂的运行数据确定。 8.4.7当新建发电厂各排放口含油污水的设计浓度数据较难取 得时，含油污水的进水含油浓度可参考类似发电厂的运行数据确 定。由于各电厂所使用的油品特性、油罐脱水的含油率、油罐静置 时间、操作水平和方式等不同，含油污水的进水含油浓度也是不稳 定的，根据调研情况，多数电广的含油污水的进水含油浓度在 500mg/L~2000mg/L之间。对于进水含油浓度超过2000mg/L 的电厂，通过设置缓冲罐依靠重力进行初次分离后再接人含油污 水处理装置进行处理。 8.4.9含油污水处理系统对于所收集燃油的脱水处理工艺一般 要求不高，可利用油回收箱内油和水的重力差进行初级分离，然后 用油泵打回储油罐内进行第二级脱水处理。 8.4.10油品在污水中的存在状态分为浮油、分散油、乳化油和溶 解油。浮油的油珠颗粒较大，一般大于100um，油滴粒径分布主 要在100μm～1000μm区间；分散油的油珠颗粒的粒径大于10μm 而小于100μm，以微小油珠悬浮态分散于水相中；乳化油水中呈 乳状液，粒径一般小于10μm，大部分为0.1um～2um；溶解油的粒 径一般小于0.1um。 对于浮油，一般采用重力隔油法即可去除；对于分散油和乳化 油，一般需要采用絮凝、气浮、过滤等方法处理；对于溶解油，可采 用过滤器吸附去除。含油污水处理工艺应根据污水中含油的成分 及各形态油粒所占的比例进行确定。 气浮工艺是向含油污水中通人空气，在水中形成微小气泡，利 用气泡夹带油颗粒一起浮升至水面，达到除油效果的一种工艺

8.4.7当新建发电厂各排放口含油污水的设计浓度数据较难取 得时，含油污水的进水含油浓度可参考类似发电厂的运行数据确 定。由于各电厂所使用的油品特性、油罐脱水的含油率、油罐静置 时间、操作水平和方式等不同，含油污水的进水含油浓度也是不稳 定的，根据调研情况，多数电广的含油污水的进水含油浓度在 500mg/L～2000mg/L之间。对于进水含油浓度超过2000mg/L 的电广，通过设置缓冲罐依靠重力进行初次分离后再接人含油污 水处理装置进行处理。

8.4.9含油污水处理系统对于所收集燃油的脱水处理工艺一般

用油泵打回储油罐内进行第二级脱水处理。 8.4.10油品在污水中的存在状态分为浮油、分散油、乳化油和溶 解油。浮油的油珠颗粒较大，一般大于100um，油滴粒径分布主 要在100μm1000μm区间；分散油的油珠颗粒的粒径大于10μm 而小于100μm，以微小油珠悬浮态分散于水相中；乳化油水中呈 乳状液，粒径一般小于10μm，大部分为0.1μm～2μm；溶解油的粒 径一般小于0.1um。 对于浮油，一般采用重力隔油法即可去除；对于分散油和乳化 油，一般需要采用絮凝、气浮、过滤等方法处理；对于溶解油，可采 用过滤器吸附去除。含油污水处理工艺应根据污水中含油的成分 及各形态油粒所占的比例进行确定。 气浮工艺是向含油污水中通人空气，在水中形成微小气泡，利 用气泡夹带油颗粒一起浮升至水面，达到除油效果的一种工艺。 根据电厂实际运行情况及国内外工程的设计经验，含有轻油的污 水，由于油品黏度较低，油品内部组分较简单，油水分离较容易，一 股不需要设置气浮装置也可达到排放要求；而重油或原油以及分 散油、乳化油含量较高的污水，由于油品黏度较高，油品内部组分

较复杂，油水分离较难，一般宜设置气浮装置以去除分散油、乳化 油及溶解油。 根据调研情况，由于含油污水处理装置的供货商的设计理念 与产品特点各不相同，当隔油池后设有气浮装置时，气浮装置前设 置或不设置油水分离器的工程成功案例均有，故规定当设置气浮 装置时，聚结油水分离器可选择性地采用。

较复杂，油水分离较，一般宜设置气浮装置以去除分散油、乳化 油及溶解油。 根据调研情况，由于含油污水处理装置的供货商的设计理念 与产品特点各不相同，当隔油池后设有气浮装置时，气浮装置前设 置或不设置油水分离器的工程成功案例均有，故规定当设置气浮 装置时，聚结油水分离器可选择性地采用。 8.4.11电厂含油污水中的部分污油水可能集中在一个时间或几 个时间段内排放，设置调节池可以将这些间断排放的含油污水暂 时存储起来，均衡处理，降低含油污水处理装置的设计容量，降低 投资。目前，各发电厂的调节池主要采用地下式的布置方式。 8.4.12含油污水处理系统隔油池的型式主要有平流式和斜板式 两种。平流式隔油池构造简单、便于运行管理、油水分离效果稳 定，去除油珠最小粒径为150μm；斜板式隔油池隔油效果较好、占 地面积小，去除油珠最小粒径为60μm。在火电厂的含油污水处 理系统中，两种型式的隔油池均有广泛的应用，具体型式应根据含 油污水的成分及处理要求并通过技术经济比较后确定。 8.4.13选择好的聚结材料有利于提高油水分离的效果，目前国 内选择的聚结材料有不锈钢丝、核桃壳和聚内烯等。 8.4.14气浮法主要用于去除分散油和乳化油。目前应用较广的 气浮法主要包括溶气气浮和散气气浮。溶气气浮是利用水在不同 压力下溶解度不同的特性，在加压或者负压条件下使水中产生微 气泡从而进行气浮处理的工艺；散气气浮是空气通过微细孔扩散 装置或微孔管或叶轮后，以微小气泡的形式分布在污水中进行气 浮处理的工艺。溶气气浮有利于去除较小粒径的油珠，除油效率 高，除油效果好；散气气浮不需要溶气罐、空压机和回流泵，设施简 单，用于去除大颗粒的油珠，停留时间短，能耗较低，占地面积小 但除油效率相对较低，一般作为溶气气浮的预处理工艺，或在处理 要求不高的场合使用。石油化工行业的污水成分较为复杂，通常 采用二级气浮，第一级气浮采用散气气浮，第二级气浮采用溶气气

8.4.11电厂含油污水中的部分污油水可能集中在一个时间或几 个时间段内排放，设置调节池可以将这些间断排放的含油污水暂 时存储起来，均衡处理，降低含油污水处理装置的设计容量，降低 投资。目前，各发电厂的调节池主要采用地下式的布置方式。

8.4.12含油污水处理系统隔油池的型式主要有平流式利

浮。火力发电）的含油污水成分相对较为简单，但处理后的排水 含油浓度要求十分严格，为降低初投资，在可以满足处理要求的情 况下，宜采用一级除油效率更高的溶气气浮；当含油污水成分较为 复杂且在技术经济比较合理的情况下，可采用一级散气气浮、二级 溶气气浮的组合工艺。 气浮前端设有混凝反应区和混凝搅拌装置，在此通过加药进 行破乳、机械累凝，形成易于被分离的油珠絮体，提高气浮的处理 效率。

3.4.15过滤设施的滤料采用较多的有石英砂、无烟煤、纤维球 束）和核桃壳等。为了检修方便以及避免过滤设施在反冲洗时造 成其他滤池流速增加过大而影响处理效果，故规定了过滤器的 台数。

8.4.16含油污水收集与处理系统内产生的油泥、浮渣一般采用

泵抽出并输送至收集箱内，排泥管道、泵和收集箱一般就近布置，

油浓度是否达标，当排水不合格时提供报警并将排水返回至调节 池内。

9.0.3根据现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058一2014中第3.1.1条的规定“在生产、加工、处理、转运或贮 存过程中出现下列爆炸性气体混合物环境之一时，应进行爆炸性 气体环境的电力装置设计： 1在大气条件下，可燃气体与空气混合形成爆炸性气体混 合物； 2闪点低于或等于环境温度的可燃液体的蒸汽或薄雾与空 气混合形成爆炸性气体混合物； 3在物料操作温度高于可燃液体闪点的情况下，当可燃液体 有可能泄漏时，可燃液体的蒸汽或薄雾与空气混合形成爆炸性气 体混合物”。 根据上述规定，对于燃油电广，当燃油采用原油时，存在符合 上述第2款的条件，当燃料采用重油时，虽然重油的闪点高于环境 温度，但燃油锅炉通常需要设燃油加热器，加热温度可达闪点以 上，因此存在符合上述第3款的条件。 油泵站设备露天或半露天布置，不仅有利于节省投资，更重要 的是便于燃油蒸汽扩散，有利于安全，

T／CECS 807-2021 建筑木结构用防火涂料及阻燃处理剂应用技术规程(完整正版、清晰无水印).pdf附录 A卸油泵、供油泵及输油泵的选型计算

本附录中的有关阻力计算的公式主要引用自湖北电力设计院 1975年出版的《电厂燃油设计》中《水力计算》，并对《电厂燃油设 计》中采用工程单位制的部分公式和系数进行了调整，同时也参考 了高等教育出版社2003年出版的孔珑主编的《流体力学》一书，两 书中的水力计算原理和公式基本一致，

附录 B供油系统设计出力计算

燃油锅炉、柴油机或燃气轮机，每套供油系统的设计出力为对应的 燃油锅炉、柴油机或燃气轮机满负荷时的燃油量与最小回油量之 和,其裕量宜为10%。

附录 C 油罐的散热损失计算

火力发电厂燃油系统设计中，在以下两种情况下需要进行有 关的散热损失计算： （1）油罐加热器的选型计算，需要计算油罐加热器所需热 量时； （2）校核夏季高温时油罐的温升，需要对整个燃油系统的热平 衡进行计算时。 由于火力发电广使用的油罐一般为钢制地上式油罐，因此计 算油罐的散热损失时做以下假定： （1）罐底的散热损失为零； （2）罐壁的热阻可以忽略不计。 本附录中的公式主要引用自《电厂燃油设计》和现行行业标准 《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072GB 50446-2017 盾构法隧道施工及验收规范(完整正版、清晰无水印).pdf，并对《电厂燃油设 计》中采用工程单位制的部分公式和系数进行了调整