style="width:2.97329in;height:0.70664in" /> ………………………… (1) 本文是学习GB-T 34912-2017 工业锅炉系统节能设计指南. 而整理的学习笔记,分享出来希望更多人受益,如果存在侵权请及时联系我们
本标准规定了工业锅炉系统节能设计、锅炉选型、汽水系统及设备选型、燃料和灰渣的储运系统及
设备选型、风烟系统及设备选型、余热回收、设备和管道保温、热工检测与控制等要求。
本标准适用于以水为介质、单台锅炉额定出口蒸汽压力为0.1 MPa～3.8
MPa、额定蒸汽温度小于 或等于450℃、最大连续蒸发量1 t/h～75 t/h
的工业蒸汽锅炉系统，以及单台锅炉额定热功率为
0.7 MW～174 MW、额定出口温度不大于180℃的工业热水锅炉系统。
本标准不适用于生物质锅炉、余热锅炉、垃圾焚烧锅炉。
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文
件，凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 1576 工业锅炉水质
GB/T 4272 设备及管道绝热技术通则
GB/T 8175 设备及管道绝热设计导则
GB/T 13283 工业过程测量和控制用检测仪表和显示仪表精确度等级
GB/T 15317 燃煤工业锅炉节能监测
GB/T 17954 工业锅炉经济运行
GB/T 18342 链条炉排锅炉用煤技术条件
GB 18613 中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级
GB 19761 通风机能效限定值及能效等级
GB 19762 清水离心泵能效限定值及节能评价值
GB 21518 交流接触器能效限定值及能效等级
GB 24500 工业锅炉能效限定值及能效等级
GB/T 26126 中小型煤粉工业锅炉用煤技术条件
GB 28381 离心鼓风机能效限定值及节能评价值
GB/T 29052 工业蒸汽锅炉节水降耗技术导则
GB 50041 锅炉房设计规范
GB 50049—2011 小型火力发电厂设计规范
GB 50140 建筑灭火器配置设计规范
GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火规范
GB 50264 工业设备及管道绝热工程设计规范
GB 50316 工业金属管道设计规范
GB 50910 机械工业工程节能设计规范
CJ 128 热量表
CJJ 34 城镇供热管网设计规范
CJJ/T 55 供热术语标准
GB/T 34912—2017
DL/T 5121—2000 火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程
DL/T 5142—2012 火力发电厂除灰设计技术规程
DL/T 5187.1—2016 火力发电厂运煤设计技术规程 第1部分：运煤系统
DL/T 5187.2 火力发电厂运煤设计技术规程 第2部分：煤尘防治
DL/T 5187.3 火力发电厂运煤设计技术规程 第3部分：运煤自动化
JB/T 3271 链条炉排 技术条件
NB/T 47050 往复炉排技术条件
JJG 229 工业铂、铜热电阻检定规程
TSG G0001 锅炉安全技术监察规程
TSG G0002 锅炉节能技术监督管理规程
CJJ/T 55 界定的以及下列术语和定义使用于本文件。
3.1
工业锅炉系统 industrial boiler system
锅炉房厂区内的工艺系统，包括锅炉本体、燃料及灰渣的储存与输送系统、风烟系统、汽水系统、余
热回收、热工监测及控制系统等。
3.2
负荷率 load rate
工业锅炉出力与其额定出力的百分比。
3.3
最大负荷率 maximum load rate
工业锅炉最大出力与额定出力的百分比。
3.4
最小负荷率 minimum load rate
工业锅炉最小出力与额定出力的百分比。
3.5
锅炉设计平均负荷率 design average design load
rate of boiler
在设计阶段以平均热负荷工况规划的合理运行方式，计算出的锅炉出力与其额定出力的百分比。
3.6
工业锅炉系统热效率 thermal efficiency of
industrial boiler system
工业锅炉系统输出热量与消耗热量的百分比。
3.7
工业锅炉系统设计热效率 design thermal efficiency
of industrial boiler system
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统输出热量与消耗热量的百分比。
3.8
工业锅炉系统设计平均热效率 average design thermal
efficiency of industrial boiler system
在季节平均热负荷工况下，工业锅炉系统输出热量与消耗热量的百分比。
3.9
工业锅炉系统能源利用率 energy efficiency of
industrial boiler system
工业锅炉系统输出总能量与消耗总能量的百分比。
GB/T 34912—2017
3.10
class="anchor">工业锅炉系统设计能源利用率 design
energy efficiency of industrial boiler system
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统输出的总能量与消耗的总能量的百分比。
3.11
工业锅炉系统外供热量单位电耗设计值 power consumption
design value per unit of industrial
boiler system outdoor supporting heat
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统外供单位热量所消耗的电能。
3.12
工业锅炉系统外供热量单位水耗设计值 water consumption
design value per unit of industrial
boiler system outdoor supporting heat
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统外供单位热量所消耗的原水量。
3.13
工业锅炉系统外供热量单位能耗设计值 energy consumption
design value per unit of industrial
boiler system outdoor supporting heat
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统外供单位热量所消耗的各种能源总和。
3.14
工业锅炉系统外供热量单位燃料耗量设计值 fuel consumption
design value per unit of industrial
boiler system outside supporting heat
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统外供单位热量所消耗的燃料量。
4.1.1 工业锅炉系统设计前应取得 GB 50041
所要求相关部门的批复文件，初设前应取得的主要批复
文件应包括节能评估报告或节能登记表及审查意见、环境影响报告书或环境影响报告表及批复。
4.1.2
应确定热负荷资料、水质资料、燃料资料；落实相关市政条件。所需主要市政资料参见附录
A。
4.1.3 应确定锅炉系统中锅炉等主要设备的资料。
4.1.4 锅炉设备选型应与锅炉所采用的燃料相匹配。
4.1.5
锅炉系统安装总容量应满足外供最大热负荷和自用热的需求。锅炉设备数量和单台容量应满
足外界热负荷的变化，使锅炉在较高的热效率下运行，同时有利于运行管理、节约投资。当一台最大容
量锅炉进行检修或事故时，锅炉房的供热能力应满足以下要求：
a) 连续生产供热所需的最低热负荷；
b) 采暖通风、空调和生活用热所需的最低热负荷。
4.1.6 辅助系统的选择与辅机的选型应与锅炉相匹配，适应锅炉负荷的变化。
4.1.7
锅炉系统所有用能设备应选用能效指标符合国家规定的节能产品，不应选用落后和淘汰产品。
4.1.8 锅炉热效率应不低于 GB 24500 中的能效2级。
4.1.9 功率大于或等于200 kW 的电机宜选择高压电机。
4.1.10 配套的电机额定效率宜不低于GB 18613 中的能效2级。
4.1.11 所选用的清水离心泵的额定效率宜不低于GB19762 中的节能评价值。
4.1.12 所选用的通风机的额定效率宜不低于 GB19761 中的能效2级。
4.1.13 所选用的离心鼓风机的额定效率宜不低于GB 28381中的节能评价值。
4.1.14 所选用的交流接触器的吸持功率宜不低于 GB 21518中的能效2级。
4.1.15 锅炉系统宜有较高的自动化水平、完善的计量设施，单台锅炉容量为20
t/h(14 MW)及以上锅
GB/T 34912—2017
炉系统宜有能耗分析系统。
4.1.16
锅炉烟风系统的设备选型应根据项目所在地的海拔和环境温度进行修正。
4.1.17 宜采用相关技术或设备回收利用锅炉的余热。
在新建、改建、扩建锅炉设计时应进行热负荷的收集与核算。热负荷资料的收集与整理具体内容参
见附录 B。
锅炉系统设计时，应预测以下典型工况下锅炉的负荷率，宜符合以下要求：
a)
燃煤锅炉设计平均负荷率不低于75%;燃油燃气锅炉设计平均负荷率不低于60%;
b) 锅炉最大负荷率不大于100%;
c) 燃气锅炉最小负荷率不低于20%;
d) 工业煤粉锅炉最小负荷率不低于50%;
e) 其他锅炉最小负荷率不低于30%。
大型区域供热锅炉在收集热负荷资料时宜取得所在城市或地区的城市规划，应取得所在城市和地
区的供热规划。
4.2.4.1 工业用户在非采暖期平均蒸汽用量≥1.0 t/h
的，应逐个进行调查核实、复核计算、分析研究，
以此为确定现状工业热负荷的基础。
4.2.4.2
企业拟扩建或新建、但仅在项目建议书阶段或设想阶段，其热负荷只能作为规划热负荷，不应
作为本期工程热负荷增加的依据。
4.2.5 采暖、热水供应热负荷的确定
4.2.5.1
在当地城建部门和规划部门的协助下，分别统计现有和近期拟建的各类需要采暖、制冷和热水
供应的建筑面积，并进行必要的筛选。选择建筑密度大，适宜集中供热、制冷和热水供应的建筑物予以
优先安排，确定供热和热水的负荷。
4.2.5.2 采暖、热水供应热负荷的确定应按 CJJ34
所列的各类建筑物的热指标选取，在指标的选取时
要综合考虑建筑物建设的时间、建筑保温、当地气象条件等因素。
4.3.1
燃料分析资料是锅炉选择的基础依据，进行锅炉系统设计时应取得燃料分析资料，燃料资料的
收集与整理的具体内容参见附录 C。
4.3.2
确定的燃料种类应符合当地环保要求和市场供应实际，应能代表较长期实际燃用的燃料种类，
所提出的燃料资料应准确完整，并取得相应的燃料供应协议。
4.3.3
煤质分析资料应包括工业分析和元素分析，煤质分析的原始数据内容应满足其换算到各种基质
的需求。其他燃料的分析内容应满足锅炉设计和环保设计的需求。
4.3.4 链条炉排锅炉的煤质应符合 GB/T 18342 的要求。
GB/T 34912—2017
4.3.5 中小型煤粉工业锅炉的煤质应符合GB/T 26126 的要求。
4.4.1
进行锅炉补给水系统设计时，应有完善的原水水质资料，原水水质资料的数量和分析项目应能
反映一年内水质变化情况，同时应满足系统设计的需要。
4.4.2 水质资料应校核合格，原水水质分析内容及校核方法参见附录 D。
4.4.3 进行锅炉补给水系统设计前，应取得供水协议。
4.5.1
锅炉供热介质的选择，应根据供热方式、介质的需要量和供热系统等因素按下列规定进行确定：
a)
供采暖、通风、空气调节和生活用热的锅炉系统，宜采用热水作为供热介质；
b) 以生产用汽为主的锅炉系统，应采用蒸汽作为供热介质；
c)
同时供生产用汽及采暖、通风、空调和生活用热的锅炉系统，经技术经济比较后，可选用蒸汽或
蒸汽、热水作为供热介质。
4.5.2
供生产用蒸汽压力和温度以及蒸汽品质应满足热用户生产工艺的要求，对长距离输送的管网，
蒸汽宜有适当的过热度，锅炉运行压力与额定压力的偏差不宜过大。
4.5.3
热水热力网的最佳设计供水温度、回水温度，应根据工程具体条件，综合锅炉系统、管网、热力
站、热用户二次供热系统等方面的因素，经技术经济比较后确定。
4.5.4
在满足热用户用热需求的前提下，热水锅炉系统的供水温度宜适当降低，供/回水温差宜适当
加大。
5.1.1 锅炉的选型应确保运行的安全性、经济性和环保性能。
5.1.2
在设备选型时，应保证锅炉负荷的变化在其可调节范围内；宜保证在大部分运行时间内，燃煤工
业锅炉的负荷率高于75%,燃油、燃气锅炉的负荷率高于60%。
5.1.3 额定蒸发量小于20t/h 或额定供热量小于14 MW
的锅炉宜选用燃气锅炉。
5.1.4 同一锅炉房内，宜选用燃烧设备类型相同的锅炉。
5.1.5 所选择的锅炉应是已通过设计文件鉴定和节能审查的产品，符合 TSG
G0001、TSG G0002 的要 求。制造单位应具有相应的制造许可证。
5.1.6
锅炉的设计燃料应与实际使用燃料相符或相近，确保燃料安全、稳定、高效燃烧。锅炉制造企业
应在产品说明中注明设计燃料种类、物理和化学特性和允许变化范围。对燃煤锅炉还应提出燃料的粒
度要求。
5.1.7 锅炉应能适应用户的负荷变化，并保证较高的平均运行效率。
5.1.8 对于采取选择性非催化还原(SNCR) 、催化还原(SCR)
等烟气脱硝技术的工业锅炉系统，锅炉本 体结构应与所选择的脱硝技术相匹配。
5.1.9 锅炉负荷优化选型案例参见附录 E,
燃油燃气锅炉负荷变化及选型要求参见附录 F。
5.1.10 燃煤锅炉不同炉型特点参见附录 G,
燃油燃气锅炉不同炉型特点参见附录 H。
5.2.1
不同的煤种适用于不同的链条炉排结构。锅炉选型时，应根据实际燃用的煤种选择相应的
炉型。
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5.2.2 链条炉排锅炉燃用的煤质应符合 GB/T18342
的规定，为了达到节能效果，链条炉煤质可参考表
1的要求。锅炉制造单位宜给出该锅炉适宜的煤粒度分布范围。
表 1 链条炉煤质的要求
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|---|---|---|---|---|
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5.2.3 链条炉排锅炉高效率运行负荷率范围为75%～100%。
5.2.4 链条炉排应符合JB/T 3271 的要求。
5.2.5 链条炉排有效面积宜符合表2的要求。
表 2 链条炉排有效面积的选择
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|---|---|---|
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5.2.6.1
一次风要做到沿炉排长度方向的纵向配风合理，而沿炉排宽度方向的横向配风要均匀。
5.2.6.2
在纵向配风中，应根据设计、校核煤种采取有针对性的措施分段送风。
5.2.6.3
在横向配风中，横向配风中压力不均匀系数不宜超过10%。压力不均匀系数。应按式(1)
计算。
style="width:2.97329in;height:0.70664in" /> ………………………… (1)
式中：
Dmax— 横向同一排测点中的最大压力，单位为帕(Pa);
Pmin— 横向同一排测点中的最小压力，单位为帕(Pa);
p — 横向同一排测点中的平均压力，单位为帕(Pa)。
5.2.6.4
在炉膛容积合适条件下，对于使用高挥发分的燃煤锅炉可设置二次风。
5.2.7 炉拱应根据使用燃料的种类及特性进行设计及布置。
5.3.1
对于高灰高硫煤、低挥发分煤以及煤矸石、泥煤等劣质燃料宜选用循环流化床锅炉。
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5.3.2
每种类型的循环流化床锅炉均有其特定的燃料适用范围，应根据实际燃用的煤种选择相应的锅
炉类型。
5.3.3 燃料的颗粒粒径应满足锅炉的设计要求。
5.3.4 循环流化床锅炉高效运行负荷率范围为75%～100%。
5.3.5
锅炉应采取有效技术措施降低受热面管、分离器、布风装置等部位的磨损，使锅炉的检修周期延
长，如在需要保护部位喷涂耐火防磨浇注料、对流受热面前部设置防磨罩以及在炉膛下部采用弯管避
让与喷涂相结合的措施等。
5.3.6
应根据具体运行条件和锅炉的设计要求选择适合的碎煤、筛分设备及冷渣器等关键辅助设备。
冷渣器冷却方式和换热装置结构形式的选择应综合考虑设备的金属耗量、余热回收率、磨损情况、风机
或水泵的耗电量以及有无分选功能等各有关因素。灰渣冷却产生的余热宜回收，可用于加热锅炉给水
或加热锅炉送风。
5.3.7
应依据所用燃料中的含硫量、石灰石的反应活性以及对脱硫率的要求，确定合适的
Ca/S 摩 尔比。
5.3.8 燃煤循环流化床锅炉容量宜大于35 t/h(29 MW)。
5.3.9
循环流化床锅炉的炉膛密相区平均温度宜在850℃~900℃之间；运行风速宜控制在4
m/s~
5.3.10
燃用劣质燃料时，宜采用较高的一次风率，燃用高挥发分燃料时可采用较低的一次风率。具体
可参照表3。
表 3 循环流化床燃用不同煤质时一次风的比例
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|---|---|---|
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5.3.11 二次风风口位置应距离布风板3 m～6m。 二次风的热态风速宜高于75 m/s,
风口数量应尽可 能少。
5.3.12
燃烧室截面形状要考虑给煤、石灰石的扩散能力、二次风的穿透距离、水冷壁受热面的布置要
求。燃烧室深度一般不宜超过12 m,
深宽比可以选择1:1～2:1,深度要兼顾不超过二次风的穿透深
度极限。燃烧室高度主要考虑受热面的布置和燃烧效率的要求，并兼顾尾部烟道的高度要求。
5.3.13 布风板可采用绝热方式，也可采用水冷壁延伸形成水冷布风板方式。
5.3.14
风帽需要有合理的阻力及气流行程，以保证布风均匀并防止由于床层压力脉动使物料反串进
风室。风帽阻力可以选择3500 Pa～5000 Pa。
5.3.15
循环流化床的分离器宜选择旋风分离器，如绝热式旋风分离器、水冷高温旋风分离器、汽冷高
温旋风分离器。
5.4.1 燃用烟煤和褐煤等挥发分较高的煤种时宜选用煤粉工业锅炉。
5.4.2 煤的指标应符合GB/T 26126 的要求。煤粉细度不宜低于170目。
5.4.3
煤粉工业锅炉的燃料供应宜采用集中制粉、分散供应的模式。炉前采用煤粉储仓密闭存放，仓
内应采取有效的防爆和防板结措施。储仓的容积根据锅炉的运行要求确定。用煤量较大的锅炉，也可
GB/T 34912—2017
选择炉前制粉方式。
5.4.4 煤粉工业锅炉高效运行负荷率范围在75%～100%。
5.4.5
煤粉工业锅炉的设计应考虑合理配风、充分考虑煤粉燃烧器燃烧火焰尺寸与炉膛尺寸、水冷壁
布置之间的关系，以保持燃烧状态的稳定，同时避免炉膛积灰和结渣发生。
5.4.6 煤粉工业锅炉的额定热效率可参考附录I 的要求。
5.4.7 燃油点火系统应符合下列要求：
a) 煤粉燃烧器点火用油应为轻质油，供油系统宜采用单管循环系统；
b) 供油管道供油量宜按燃烧器点火的最大耗油量和回油量之和计算；
c) 供油管道宜采用顺坡铺设，坡度不应小于0.3%;
d)
每台锅炉的供油干管应装设关闭和快速切断阀；每台燃烧器的供油支管上应装设关闭阀，二台
及二台以上锅炉还应在每台锅炉的回油干管上装设止回阀；
e) 宜采用轻油集中供应方式；
f)
不带安全阀的容积式供油泵，应在其出口的阀门前靠近油泵处的管段上装设安全阀；
g) 油泵站应独立设置，并符合安全消防的相关规定。
h) 油箱容积的选取要满足使用的方便。
5.4.8 燃气点火系统应符合下列要求：
a) 煤粉燃烧器点火用燃气时，供气系统宜采用单管循环系统；
b)
每台锅炉的燃气供气干管上应装设关闭阀和快速切断阀；供气干管上应装设压力表。每台燃
烧器前的燃气支管上应装设关闭阀，阀后串联装设2个燃气专用防爆电磁阀。
5.4.9
点火用油、气管路必须畅通，并应进行密封性试验，管路上的阀门进行启闭试验，动作应灵活，连
锁保护机构动作应符合要求。
5.4.10
燃烧器调节机构应做操作试验，动作应灵活，实际位置应和开度指示一致；燃烧器的调风器应
置于点火位上，进行点火装置调试。
5.4.11 煤粉工业锅炉应选配低氮燃烧器。
5.5.1
高水分的煤(如褐煤)以及焦渣特性值较高的煤宜采用往复炉排锅炉。燃煤低位发热值大于
20000 kJ/kg
的不宜选用往复炉排锅炉。细颗粒占较大比例的煤不宜选用往复炉排锅炉。
5.5.2 往复炉排锅炉燃用的煤质可参照GB/T 18342 的规定。
5.5.3 往复炉排设备的设计应满足 NB/T 47050 的要求。
5.5.4 高温区的炉排片应使用HTRSi5、HTRCr16
等耐热材料，并采用易于冷却的炉排片结构，以延长
使用寿命。
5.5.5 燃煤往复炉排的有效面积的选择可参照表4。
表 4 往复炉排有效面积的选择 平方米每吨
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|---|---|---|
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5.5.6 配风方式的选择应参照5.2.6链条炉排锅炉的配风方式。
GB/T 34912—2017
5.5.7 锅炉制造单位宜根据锅炉容量、使用煤种，灵活设计炉拱形式。
5.6 燃用天然气、轻柴油等优质清洁燃料锅炉的选型要求
5.6.1
锅炉应具有高效率低能耗、低污染、低排放、低噪声，结构简单安全美观，智能化程序自动控制、
多级安全性能保护等功能。
5.6.2
设计时燃油燃气热水锅炉应最大限度降低排烟温度，锅炉排烟温度宜不高于锅炉进水温度加
20℃。
5.6.3
设计时蒸汽锅炉排烟温度在不产生低温腐蚀的前提下，如果采用热力除氧给水，不宜高于
130℃,常温给水(30℃)排烟温度不宜高于100℃。
5.6.4
以天然气为燃料的锅炉，宜采用冷凝式尾部热交换装置吸收利用低温烟气热量和烟气中水蒸气
凝结放出的汽化潜热，进一步提高系统热效率。
5.6.5
尾部设置冷凝式低温烟气热交换装置的蒸汽锅炉，最终排烟温度宜低于65℃。
5.6.7
设计冷凝式锅炉时，应考虑并采取措施防止低温受热面的腐蚀，应提出解决冷凝水的疏放、收集
和处理的方案，避免对锅炉安全运行造成危害，同时避免污染环境。
5.6.8 燃油燃气锅炉优先采用优化燃烧的方式控制 NO
。的产生量，若不达标，可增设烟气脱硝处理 系统。
5.7 燃用可燃低热值煤气锅炉的选型要求
5.7.1 热值低于5000 kJ/Nm³
的可燃低热值煤气可采用蓄热式锅炉，蓄热式锅炉特点参见附录 P。
5.7.2
若使用含灰尘、有害杂质较多的可燃煤气，宜增加减少灰尘或有害成分的预处理装置。并在锅
炉对流受热面设置吹灰器。
5.7.3 低温烟气区域受热面，宜采用耐腐蚀材料，以提高锅炉的安全性能。
5.8.1
工业燃油燃气锅炉的燃烧器选用应根据锅炉本体的结构特性、性能要求及燃料特性，结合用户
使用条件和特殊要求进行选型。
5.8.2
根据燃料的种类、特性，选择燃烧器的结构种类和雾化方式，确保燃料在炉内燃烧充分，最大限
度利用燃料热能。
5.8.3
锅炉使用难着火的特殊燃料时还需要配备其他点火燃料，应根据用户能提供的点火燃料种类特
性选择合适的燃烧器。
5.8.4
粘度较大的重油和渣油在输送过程中需加热和伴热，油品加热后的温度以其运动粘度不高于
110
cst为宜，同时重油贮油罐内油被加热后的温度应低于当地大气压力下水沸点5℃,且应低于罐内
油品闪点10℃,并应按两者中的较低值确定。进入燃烧器的液体燃料应达到正常雾化所需粘度。采用
转杯雾化方式，粘度范围应为40 cSt～45
cSt,机械雾化(包括介质雾化和压力雾化)方式，粘度范围应为
5.8.5 燃烧器的额定功率应与锅炉额定容量相匹配，宜留有10%的富裕量。
5.8.6
燃烧器需要具有一定的负荷调节比例，以满足锅炉负荷变化要求，在不同负荷运行使用时，均能
保证配风合理，燃烧充分，避免出现燃烧不完全或燃烧不稳定等现象。额定蒸吨4
t/h 以下锅炉配套燃 烧器，以两段火为主，负荷调节比不小于1:2;4 t/h
及以上蒸吨锅炉配套燃烧器宜采用比例调节，调节 比不小于1:4。
5.8.7
燃烧所产生的火焰形状尺寸要与锅炉燃烧室结构空间形状相适应；火焰充满度好，火焰温度应
符合锅炉的要求；不应使火焰冲刷燃烧室受热壁面或延伸的对流受热面。锅炉最大负荷运行时，燃烧器
火焰外形边缘距离燃烧室内壁或对流受热面外表面不应小于200 mm。
GB/T 34912—2017
5.8.8
锅炉由于结构限制或容量要求需要多个燃烧器才能满足出力时，要根据燃料消耗量和单个燃烧
器的功率来确定燃烧器的具体配套数量。并且要合理布置分配燃料、配风系统。
5.8.9 鼓风机要适应燃烧器的负荷变化，宜采用调速装置。
5.8.10
应采用自身调风装置阻力小、节能型的燃油燃烧器。燃烧器点火、着火、调节操作方便，安全
可靠。
6.1.1
锅炉汽水系统设备选择应充分考虑系统节能的需要，在保证安全可靠运行的前提下，尽可能降
低设备的耗水量、耗电量。
6.1.2
汽水管道设计应根据热力系统与布置条件进行，做到选材正确、布置合理、补偿良好，疏水畅通、
流阻较小、支吊合理、安装维护方便、整齐美观，并避免水击、共振，降低噪声。设计汽水系统时应考虑以
下事项：
a) 应根据系统的设计压力与设计温度，依据 GB
50316合理选择管道材料、壁厚。
b) 应根据介质的最大流量和允许的最大压力损失计算确定管道直径。
管道直径应根据流体的流量、性质、流速、允许压力损失等因素确定。各类介质的推荐流速可参考
附 录J。
c)
设计时应充分利用管道本身自然弯曲(柔性)补偿管道的热膨胀，不足时增设补偿器加以补偿。
6.1.3 外供蒸汽的凝结水应回收利用，凝结水的回水回收利用率宜大于90%。
6.1.4 凝结水回收方式、回收系统的材质选择、凝结水的水质应符合GB/T
29052 的规定。常用凝结水
回收方式参见附录 K。
6.1.5 当凝结回水水质达不到要求时，应对凝结水进行处理，合格后回用。
6.1.6 蒸汽锅炉的排污率应符合 GB 50041
的要求，经经济技术比较合适的，可提高补给水和给水水
质，降低锅炉排污率，节约能源。
6.1.7 蒸汽锅炉的连续排污水宜回收利用。对总容量大于或等于10 t/h
的蒸汽锅炉，应设置连续排污
扩容器回收二次汽，连续排污扩容器的排水中的热量宜进行回收，排水宜综合利用。
6.1.8
在满足热用户蒸汽品质的前提下，为保证蒸汽凝结水的品质，宜在锅炉系统中设置加药装置。
6.1.9 对蒸汽负荷变化幅度较大的系统，宜增设蒸汽蓄热装置。
6.1.10 热水系统的定压应符合GB 50041 和 CJJ34
的要求，热水系统常用定压方式参见附录L。
6.1.11 热水系统的超压放水宜回收利用。
6.2.1 额定量大于或等于10 t/h
的蒸汽锅炉，应配设给水除氧设备。额定功率大于或等于7.0 MW 的
热水锅炉，应配设补给水除氧。额定容量小于10 t/h 或7.0 MW
的锅炉，应留有配设给水除氧设备的
空间或接口。工业锅炉常用除氧方式参见附录 M。
6.2.2 蒸汽锅炉给水宜采用热力除氧器，不宜采用解析除氧。
6.2.3
热水锅炉补给水的除氧，可采用真空除氧、解析除氧、海绵铁除氧或化学除氧。
6.2.4 除氧器的结构型式应能满足外界负荷的变化。
6.2.5 热力除氧器的除氧水箱底部宜设置再沸腾蒸汽管，以保证除氧效果。
6.2.6 热力除氧器应设置蒸汽压力自动调节装置和除氧水箱水位自动调节装置。
6.2.7 除氧水箱的布置高度，应保证锅炉给水泵有足够的灌注安装高度；
6.2.8 对于真空除氧器，管道连接应采用焊接，尽量减少法兰连接。
GB/T 34912—2017
6.2.9 几台除氧器并联连接时，除氧水箱上宜设置汽、水平衡管。
6.3.1 锅炉给水泵的选择，流量、扬程的确定应符合GB 50041 的规定。
6.3.2 锅炉给水泵宜采用调速控制。
6.3.3 锅炉给水泵的布置应有足够的灌注安装高度。
6.4.1 热网循环泵的流量、扬程的技术参数以及台数应符合 GB 50041 和
CJJ34 的要求。
6.4.2 热网采用补水泵定压时，补水泵宜采用调速控制。
6.5.1 额定蒸发量不大于4 t/h, 且额定蒸汽压力不大于1.3 MPa
的自然循环蒸汽锅炉和汽水两用锅
炉，在采用锅外水处理有困难时，可单纯采用锅内水处理。其他蒸汽锅炉均应采用锅外水处理，额定压
力大于1.0 MPa 还应同时采用锅内水处理。
6.5.2 额定发热量不大于4.2MW
的承压热水锅炉和常压热水锅炉(管架式热水锅炉除外),在采用锅
外水处理有困难时，可单纯采用锅内水处理。其他热水锅炉均应采用锅外水处理。
6.5.3
蒸汽锅炉的补给水水质应根据凝结水回收率、炉水水质、锅炉排污率、蒸汽品质等因素确定，满
足 GB/T1576 和锅炉制造商对锅炉给水和锅水水质要求。
6.5.4
蒸汽锅炉补给水处理系统应根据原水水质、锅炉补给水水质、锅炉排污率等经技术经济比较后
确定。
6.5.5
当原水中溶解固形物和碱度能够满足在合理锅炉连续排污率下锅炉锅水水质要求时，水处理系
统可采用软化系统；当采用软化除碱系统仍不能满足锅水水质要求时，应采用除盐系统。
6.5.6 贯流和直流蒸汽锅炉的补给水处理系统宜采用除盐系统。
6.5.7 热水锅炉的补给水水质应符合 GB/T 1576 和热力网的要求。
6.5.8 软化和除盐系统的选择计算应符合GB 50041 和 GB/T 50109 的规定。
6.5.9
当原水水质不能满足软化或除盐设备的进水水质要求时，应对原水进行预处理，去除原水中悬
浮物、胶体、有机物等杂质。预处理系统选择及设备选型应符合 GB 50041
的要求。
6.5.10
水处理系统的设备应能适应锅炉补给水的变化，当所有设备投运时能够满足锅炉最大补水量
的要求，在锅炉正常补水量下，系统设备在经济状态下运行。
6.5.11 水处理系统的排水宜综合利用(如冲渣等),减少污水排放。
7 燃料和灰渣的储运系统及设备选型要求
7.1.1 新建工业锅炉系统的运煤系统设计应符合 GB 50041 、GB 50049
、GB 50229 、GB 50140、 GB 50910、DL/T 5187.1、DL/T 5187.2、DL/T
5187.3 的要求。
7.1.2
新建工业锅炉系统的运煤系统设计应根据建设场地条件、锅炉的规划、锅炉炉型、燃煤品种、自
然条件、进厂煤运输方式等因素进行统筹规划，做到布局合理，运输距离短，输送能耗低，并根据锅炉系
统的实施阶段分期建设。
7.1.3
新建工业锅炉系统的运煤系统设计应结合项目特点，积极推广国内外先进技术，因地制宜，采用
成熟的新技术、新工艺、新结构，提高运煤系统的机械化、自动化水平。
7.1.4
扩建工业锅炉系统的运煤系统设计应结合老厂的生产系统和布置特点进行安排，合理利用原有
GB/T 34912—2017
设施，充分考虑扩建施工对原有设施生产的影响。
7.1.5
除灰渣系统设计方案应根据锅炉炉型、锅炉容量和台数、灰渣量、锅炉排渣形式、炉后除尘器型
式和集灰斗布置、灰在除尘器灰斗中的分配比例、灰渣物理化学特性、到贮灰场或灰/渣库的输送距离、
灰渣综合利用情况、环保要求、工程所在地的有关条件(总平面布置、地形、地质、气象、交通运输、可用水
源等),经技术经济比较后合理选择。
7.1.6
除灰渣系统设计应按锅炉系统的规模统一规划，可根据工程建设进度分期实施。
7.1.7 除灰渣系统设计应符合 GB 50041、GB 50049、DL/T 5142 的要求。
7.1.8
除灰渣系统设计应尽可能为灰渣的综合利用创造条件，宜采用干式除灰渣方案，节约能源。
7.2.1 新建工业锅炉系统的运煤系统在项目总布置中应满足 DL/T 5187.
1—2016 中3.0.6的要求，力
求简单，减少环节。
7.2.2 从贮煤场到锅炉间以及锅炉炉前煤斗的运输，应根据总耗煤量(Q)
采用以下不同的运煤方式：
a) 总耗煤量Q≤1t/h 时，可采用人工装卸和手推车运煤；
b) 总耗煤量1\<Qi≤6t/h
时，宜采用间隙机械化设备装卸，间隙或连续机械化设备运煤，可采用
装载机、底开式吊桶、料车提升机、斗式提升机等；
c) 总耗煤量6\<Q₁ ≤15
t/h时，宜采用连续机械化设备运煤，如带式输送机、斗式提升机、埋刮板
输送机等；
d) 总耗煤量15\<Q≤60 t/h时，宜采用单路皮带机运煤，且考虑驱动装置备用；
e) 总耗煤量>60 t/h 时，宜采用双路皮带机运煤。
7.2.3
同时存在厂内外运煤系统或受煤站加厂内运煤系统的项目，运煤系统设计宜在同一个转运点设
置连接或分流设施，减少重复搬运量，节约能源。必要时设置出力可调的分流设施，或缓冲仓加给料
设施。
7.2.4
当输送距离较远、沿线布置复杂时，可采用管带机或平面转弯的曲线带式输送机。
7.2.5 远距离大功率的下运带式输送机，条件合适时，可设计利用其自发电功能。
7.2.6
受厂区布置条件限制，不宜采用普通带式输送机时，可采用大倾角带式输送机。
7.2.7
当锅炉燃用多个煤种需要混煤时，应设混煤设施。有严格比例要求时，可设置混煤筒仓加给煤
机，或受煤斗加出力可调的给料设备；无严格比例要求时，可利用卸煤、取煤设施和原煤仓所兼有的混煤
功能。
7.2.8
新建工业锅炉系统的运煤系统出力应根据锅炉系统的规划规模，结合运行锅炉额定蒸发量下的
总耗煤量和炉前煤斗容积量确定，并符合下列规定：
a)
双路运煤系统宜采用三班制运行，每路系统的出力不应小于总耗煤量的150%;采用两班制运
行时，每路系统的出力不应小于总耗煤量的200%。
b)
单路运煤系统宜采用两班制运行，其系统的出力不应小于总耗煤量的300%;采用三班制运行
时，其出力不应小于总耗煤量的200%。
c)
运煤系统出力的确定除满足上述条件外，还应考虑煤源不稳定、煤质可能变化等因素，乘以
1.1～1.2的不平衡系数。
7.3.1 运煤系统中单电机驱动电机功率≥45 kW
的设备，应设限矩型机械软启动设施。
7.3.2 多电机驱动的皮带机宜选用调速型机械软启动器。
7.3.3
厂内运煤系统中的筛破设备，宜选用筛破一体机。筛破设备的出力宜为运煤系统出力的1.1~
1.2倍。
GB/T 34912—2017
7.3.4 厂内运煤系统昼夜作业时间的确定应满足GB 50049—2011 中8.1.4的要求：
a) 一班制运行时不宜大于6 h;
b) 两班制运行时不宜大于11 h;
c) 三班制运行时不宜大于16 h;
运煤系统的运行班制应与锅炉煤仓的总有效容积相协调。
7.3.5 运煤系统的控制方式应符合 GB 50049—2011 中8.7的要求。
7.3.6 单台套输煤设备构成的运煤系统宜采用就地控制。
7.3.7 多台套输煤设备组成的单路或双路运煤系统，应采用PLC
控制。设备间应设有电气联锁、信号 和必要的通讯设施。
7.3.8
运煤系统配电室应设在电力负荷相对集中、振动和粉尘较小的位置，以减少能耗损失；控制室应
设在振动和粉尘较小的位置，以改善控制室的工作环境。
7.4.1 煤粉锅炉除灰系统的设计应满足以下要求：
a) 对于已经落实或有意向进行飞灰综合利用的项目，炉后除尘器灰斗容积>8
h 集灰量的锅炉， 输送距离大于2.5 km
时，宜采用机械输灰系统，在炉后除尘器下用埋刮板输送机或空气斜槽
集中，直接装车外运。或在厂内设灰库及外运接口，用气力输灰系统把灰送进灰库暂存，然后
外运。
b)
气力输灰系统设计应根据输送距离的远近，设置灰库位置。输送距离小于2.5 km
时，宜考虑 在装灰点或用灰点设灰库。
c)
气力输灰系统设计宜在输送单元的进气管路上设置空气流量计和手动调节阀。
d) 灰库为平底库设计时，库底气化槽灰侧的气化风压力宜按DL/T 5142—2012
中8.2.2计算，并
考虑灰与库壁间的摩擦力影响，对气化槽侧空气压力进行折减。
e) 相邻灰库间宜设置连通管、隔离阀。
f) 空压站和灰库气化风机的冷却水宜循环或回收利用。
7.4.2 煤粉锅炉除渣系统的设计应满足以下要求。
a)
锅炉采用水力除渣方式时，除尘器收集下来的灰，可结合煤粉锅炉的除渣系统排除，冲灰渣水
应循环使用。
b)
锅炉采用机械除渣系统时，应根据渣量、渣的特性、工程条件及渣进行综合利用的要求等因素，
经过技术经济比较，选用螺旋捞渣机、刮板捞渣机、水浸式刮板捞渣机或干式风冷输渣机等设
备输送锅炉底渣。当条件允许时，宜优先采用机械方式将渣提升至贮渣仓。
c)
采用螺旋捞渣机、刮板捞渣机方案时，应对捞渣机溢流水和装车点析出水进行收集回用。
d)
采用水浸式刮板捞渣机方案时，应对捞渣机溢流水和贮渣仓析出水进行收集回用。多台水浸
式刮板捞渣机组成的除渣系统，宜集中或按单元设置渣仓。
e)
采用干式风冷输渣机方案时，应根据锅炉配风要求设置风量调节阀，充分吸收热量。多台干式
风冷输渣机组成的除渣系统，可集中或按单元设置渣仓。
f) 中速磨煤机石子煤宜采用简易机械输送系统。
7.4.3 循环流化床锅炉除灰渣系统的设计应满足以下要求：
a) 循环流化床锅炉除灰系统的方案确定和节能设计应符合7.4.1的要求。
b)
循环流化床锅炉排出的高温渣，应经冷渣器冷却到150℃以下后排出，余热应尽可能利用。
c)
用作循环流化床锅炉底输送用埋刮板输送机或链斗输送机，应考虑耐磨、低速及调速要求，以
适应输渣量的变化。宜在进料口附近设置吸风管并引至预热器。
d)
用作循环流化床锅炉底渣输送用带式输送机，应考虑耐温要求，以适应渣温较高的工况。建议
GB/T 34912—2017
输送带耐热温度150℃,宜在进料口附近设置吸风管并引至预热器。
7.4.4 中小型链条炉除灰渣系统的设计应符合以下要求：
a)
中小型链条炉排灰系统根据锅炉台数、灰量考虑。锅炉台数较少时，宜用除尘器灰斗容积存
灰，在除尘器下直接装车外运；锅炉台数较多，装灰车通道不足时，可采用刮板式输灰机集中装
车或加湿搅拌后装车外运。
b)
中小型链条炉排渣系统根据锅炉台数、渣量考虑。排渣量小时，宜考虑人工除渣；锅炉台数较
多时，宜采用重型框链除渣机集中后外运。
7.4.5 除灰渣系统的控制应满足以下要求：
a) 除灰渣系统的控制方式应满足 GB 50049、DL/T 5142 的要求。
b) 系统简单的除灰渣系统可设置就地控制装置。
7.5 循环流化床锅炉石灰石输送系统节能设计
7.5.1
循环流化床锅炉脱硫用吸收剂——石灰石应有可靠的来源，宜从市场上直接采购成分、性能和
粒度分布均满足锅炉脱硫要求的成品石灰石粉。必须建设吸收剂制备厂时，应优先考虑区域性协作(集
中建厂),并根据吸收剂耗量、运输条件、加工工艺、投资及管理方式等因素确定厂址位置。
7.5.2
石灰石粉的进厂运输宜采用自卸罐车。当采用袋装运输进厂时，可用斗式提升机或负压吸送装
置送进厂区石灰石粉仓。
7.5.3
厂区石灰石粉仓应根据流化床锅炉的数量、结合石灰石耗量分单元或按炉设置。
7.5.4
炉内脱硫用石灰石粉宜采用一级输送系统，系统中的给料设备出力应变频可调；也可以采用二
级输送系统设炉前石灰石粉仓，入炉输送系统中的给料设备出力应变频可调。
7.5.5 一级输送系统的厂区石灰石粉仓容积宜为单元运行锅炉额定蒸发量时24
h～48 h 的消耗量；二
级输送的炉前石灰石粉仓容积宜为单元锅炉额定蒸发量时10 h～12h 的消耗量。
7.5.6
炉内脱硫方案中进炉膛的石灰石粉宜用气力输送，每台炉的入炉口输送管路宜对称布置。有条
件时也可以采用密闭刮板输送机或螺旋输送机输送，且宜单路设置。
7.5.7
采用压缩空气做气源的石灰石输送系统，宜在进气管路上设置空气流量计和手动调节阀。
7.6.1 工业锅炉燃用轻质油品，需要设置储存甲类或乙 A
类油品的地上立式油罐时，应选用浮顶油罐 或内浮顶油罐。
7.6.2
燃料油储罐宜根据油品性质合理选用呼吸阀减少油品损耗。储存甲类或乙类油品的固定顶油
罐和地上卧式油罐的通气管应装设呼吸阀，有条件的宜设置油气回收装置。
7.6.3
工业锅炉燃用油品燃料，在环境温度较低可能造成油品凝冻时，燃油储罐应考虑伴热。
7.6.4
轻油储罐宜选用热水加热，重油储罐宜选用蒸汽加热。热水/蒸汽的流量应可调。电加热器不
宜作为经常加热燃油的设备。
7.6.5
工业锅炉燃用油品燃料，需伴热的轻油管道宜使用热水伴热，重油管道宜使用蒸汽伴热，当使用
蒸汽伴热时，凝结水应回收利用。
7.6.6
当工业锅炉系统设置重油加热器时，加热面富裕量宜为10%,加热面组宜能进行调节。
7.6.7
需要设油罐加热装置的油罐应设保温，在保温外表面的散热密度，在常年运行情况不应大于
58 W/m²,在季节运行工况下不应大于116 W/m²。
当燃油管道设置外保温及加热时，外表面散热密度
也应满足上述要求。
7.7.1
燃油锅炉选用的油泵应根据燃料种类合理选择离心泵或容积泵。在选用容积泵(如齿轮泵或螺
GB/T 34912—2017
杆泵)较为节能时，应注意介质粘度较低时对泵密封性能的影响。
7.7.2
燃油锅炉选用油泵时，应根据合理选定回油量，在没有特殊要求的情况下，回油量取喷油嘴额定
出力的15%～50%。
7.8.1
燃气储配站的储气方式及储罐形式应根据燃气进站压力、供气规模、输配管网压力等因素，经技
术经济比较后确定。当工业锅炉系统配套建设有 LNG
气化设施时，宜结合项目周边用能情况考虑冷 能利用。
7.8.2
燃气工业锅炉系统内的计划维(检)修宜尽量和燃气管道输送上下游协同进行，集中作业，减少
放空量；若燃气含有毒成分，排放应接入火炬排放系统，只有当排放量较少且通过环评批准的情况下，才
允许就地排放。
7.8.3 管道应具备95%以上的设计管道输送能力。
烟气处理系统在工艺路线选择时应充分进行投资及运行经济性评估，选用低能耗、低物耗的工艺。
8.2.1
锅炉的送风机、引风机风量裕量，宜在计算基准量基础上，按表5选取；在无特殊情况时，按下限
选用：
表 5 锅炉鼓、引风机风量富裕量
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8.2.2 风机的选型，应把设计基准量工况作为风机最佳效率工况。
8.2.3 锅炉所配风机宜配备调速装置。
8.3.1 在布置条件允许时，宜优先选用圆形截面风烟道。
8.3.2
风烟道的流通截面积，应综合考虑投资及合理节省运行费用等因素确定，其设计流速的选用按
照 DL/T 5121—2000 表3.0.4执行。
GB/T 34912—2017
8.3.3 风烟道布置力求平顺，减少弯头及其他异形件的数量。
8.3.4 矩形风烟道弯头、异形件的设计，应符合如下要求：
a)
宜优先选用同心圆缓转弯头；根据布置条件也可选用内外边均为圆角的急转弯头；布置确有困
难时，可采用外削角急转弯头。
b) 矩形风烟道弯头、变径管等异形件，应按照 DL/T
5121要求核实是否需要设置导流板或导向
叶片；变径管壁板偏转角度控制在合理范围内。
8.3.5 风、烟道隔离门应选用密封性能好的产品。
8.3.6 对于除尘前烟道，在容易积灰处，宜设置除灰孔或自动除灰装置。
8.4.1 烟气脱硫系统的设计应符合以下要求：
a) 循环流化床锅炉宜优先采用炉内脱硫的方式。
b) 在水资源匮乏地区，烟气脱硫宜优先选用干法、半干法工艺。
c)
选用湿法烟气脱硫工艺时，应综合考虑当地脱硫剂资源情况及脱硫副产品销售或处理成本选
择合适的脱硫剂。
d)
脱硫系统额定容量按照锅炉额定工况下燃用设计煤种或校核煤种时最大烟气量的最大值和最
大入口浓度设计；不应再增加裕量。
e)
当尾部采用湿法烟气脱硫工艺时，净烟道及湿烟囱析出的酸性废水应进行收集，宜送至脱硫系
统回用。
8.4.2 烟气脱硝系统的设计应符合以下要求：
a) 对于循环流化床锅炉，若需要设置烟气脱硝系统时，应优先采用SNCR
系统。
b)
对于煤粉锅炉、燃油燃气锅炉，应优先采用低氮燃烧技术，若仍不能满足环保要求时，再设置烟
气脱硝系统。
c)
脱硝系统额定容量按照锅炉额定工况下燃用设计煤种或校核煤种时最大烟气量和最大入口浓
度设计；不应再增加裕量。
8.4.3 烟气除尘系统的设计应符合以下要求：
a)
烟气除尘器宜优先选用静电除尘器、布袋除尘器、电袋除尘器，不宜单独选用旋风分离器或水
膜除尘器。
b)
除尘系统额定容量按照锅炉额定工况下燃用设计煤种或校核煤种时最大烟气量和最大入口浓
度设计；不应再增加裕量。
9.1 工业锅炉的排烟温度应符合 GB/T 17954 和 GB/T 15317 的要求。
9.2 对锅炉排烟温度高于90
℃的烟气余热可进行回收利用，常用烟气余热回收的方式及设备参见附
录 N。
9.3
在合适条件下，可采用合适的烟气回收措施将燃气锅炉的排烟温度降到40℃以下。
9.4 在回收烟气余热时，应采取措施防止烟气冷凝水的腐蚀。
9.5 燃气锅炉烟气的冷凝水可处理合格后回用。
10.1.1 设备和管道保温的设计，应满足 GB 50264 和GB/T 8175 的规定。
GB/T 34912—2017
10.1.2 具有下列情况的热力设备、管道及其附件均应保温：
a) 外表面温度高于50℃(环境温度为25℃时)且工艺要求减少热损失的；
b)
外表面温度低于等于50℃,但需要减少介质温降的，或经技术经济比较，降低外表面温度在经
济上是合理的。
10.1.3
保温设计时，应根据环境、被保温设备和管道的材质及外表面温度，选用导热系数低、价格低、
密度小、施工方便的保温材料，选用的材料应满足国家现行有关标准，新材料应通过具备国家相应资质
的法定检测机构按国家标准检测合格后才能选用。
10.2.1
保温材料应选择能够提供具有随温度变化的导热系数方程式或图表的产品。对于松散或可压
缩的保温材料，应选择能提供在使用密度下导热系数方程式或图表的产品。常用保温材料的性质和特
点参见附录 O。
10.2.2
保温材料的主要物理性能和化学性能，除了应符合国家现行有关产品标准的规定外，其使用状
态下的导热系数和密度还应满足下列要求：
a) 保温材料及其制品在平均温度为298 K(25℃) 时，其导热系数不得大于0.080
W/(m ·K)。
b) 硬质保温制品的密度不应大于220 kg/m³,
半硬质保温制品的密度不应大于200 kg/m³, 软 质 保温制品的密度不应大于150
kg/m³。
10.3.1 保温层厚度应根据 GB/T4272 和 GB/T 8175
中的经济厚度计算方法确定。当经济厚度偏小
导致散热损失超过表6给出的允许最大散热损失时，可采用最大允许散热损失下的保温厚度，且保温结
构外表面温度满足10.3.2的规定。
10.3.2
环境温度低于或等于25℃时，设备和管道保温结构外表温度不应超过50℃。环境温度高于
25℃时，设备和管道保温结构外表温度不应高于环境温度25℃。
表 6 保温结构外表面允许最大散热损失
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10.3.3 对于介质温度高于350℃的，根据技术经济比较，可采用复合保温材料。
10.3.4
当热力设备和热力管道在室外露天布置时，其保温层的外保护层应具有防水功能。
工业锅炉的监测内容应满足安全运行、经济核算的需要，监测与控制设计应符合
GB 50041、
GB/T 34912—2017
TSG G0002 的要求。节能监测的具体项目见附录 Q。
11.2.1 锅炉系统的热工调节与控制应符合GB 50041 的要求；
11.2.2
锅炉系统控制系统应对采集的热工控制参数进行数据分析，采集数据能够完成控制、连锁、保
护内容、并能根据数据完成锅炉的优化控制。
11.2.3 锅炉应设置燃烧自动调节。
11.2.4 蒸汽锅炉应设置给水自动调节。
11.2.5 热水系统应设置循环水泵自动调节、自动补水装置。
11.2.6 热力除氧设备应设置水位自动调节装置和压力自动调节装置
11.2.7 燃煤锅炉应设置给煤系统的自动调节。
11.2.8 减压减温装置应设置蒸汽压力和温度自动调节装置。
11.2.9 供采暖用锅炉控制系统应设置气候补偿装置。
11.2.10 工业锅炉低温余热利用系统应依据排烟温度自动调节给水流量。
11.3.1
工业锅炉系统宜建立能源监控管理中心，监控中心应至少具有下列功能：
a) 监控运行：显示工艺流程图画面及动态运行参数；实时监测锅炉运行状态。
b)
数据分析：对运行数据各种温度、压力和流量参数和环保指标进行分析，对同类参数进行分析
比较。
c) 能耗管理：应对每日能耗、工况、供热质量进行统计、分析及存储。
d) 故障报警；应对报警数据进行实时显示和存储。
11.3.2 能源管理宜具备以下功能：
a)
能源计划功能，建立年度能源消耗计划，支持多次修改、保存和下发的功能，统计能源消耗量。
b) 能耗统计功能，可统计水、电、热及燃料等的消耗量，建立管理台账。
c) 历年能耗分析功能，统计形成历年能源消耗量，生成报表和图表。
d) 能源考核功能，进行能源考核，考核周期可设定、修改。
e) 成本分析功能。
f) 定期测算锅炉运行效率、水泵效率等，形成图表。
11.4.1
工业锅炉的设计应配置自动控制装置，锅炉机组的自动控制装置宜采用计算机控制系统。计
算机控制系统应满足以下要求：
a) 控制系统硬件由控制器、传感器、、执行机构、通信系统和人机界面组成。
b) 控制系统的供电，应设置不间断电源。
11.4.2 工业锅炉仪器仪表的选型、等级、量程、精度等应符合下列要求：
a)
仪器仪表选型应根据工艺过程、仪表特性、压力等级、测量范围、准确度等因素综合考虑；
b) 选用的仪器仪表应为经国家授权部门认可、取得制造许可证的合格产品；
c) 仪器仪表的等级、精度要求应符合 GB/T 13283 的相关规定；
d) 温度仪表宜选用测量和变送一体化的温度变送器，测量元件应选用分度号为
Ptl10 的铂热电 阻。热电阻允差等级和允差值应符合JJG 229 中关于AA 级或 A
级的相关规定。
e)
压力仪表宜选用压力变送器，微小压力、微小负压的测量，宜选用差压变送器。
f)
流量仪表应满足精准度和保证工作可靠性，根据流量计测量形式保证测量前后的直管段的
GB/T 34912—2017
要求。
g) 热量表的选型应符合CJ128 的相关规定。
h) 自动检测仪表的类型与特性参见附录 R。
12.1.1 工业锅炉系统热效率，见式(2):
式中：
, — 工业锅炉系统热效率：
style="width:2.53322in;height:0.64658in" />
…………… ………
(2)
Q.— 工业锅炉系统输出热量，单位为千焦每时(kJ/h);
Q,—
工业锅炉系统单位燃料输入热量，单位为千焦每千克(kJ/kg)或千焦每标准立方米(kJ/Nm³);
B - 燃料消耗量，单位为千克每时(kg/h) 或立方米每时(m³/h)。
12.1.2 工业锅炉系统输出热量的计算
12.1.2.1
对于外供饱和蒸汽的蒸汽工业锅炉系统输出热量应按式(3)计算：
Q=D×(h-r×w/100)-b×hs—n×hms+Qc (3)
式中：
Q。— 外供饱和蒸汽的蒸汽工业锅炉系统输出热量，单位为千焦每时(kJ/h)。
D,——
工业锅炉系统对外供蒸汽量[不含加(伴)热燃料、除氧等自用蒸汽],单位为千克每时(kg/h);
h— 工业锅炉系统对外供蒸汽的饱和焓值，单位为千焦每千克(kJ/kg);
r — 工业锅炉系统对外供蒸汽的汽化潜热，单位为千焦每千克(kJ/kg);
w — 工业锅炉系统对外供蒸汽的湿度，%;
b — 工业锅炉系统补水量，单位为千克每时(kg/h);
hos— 补水的焓值，单位为千焦每千克(kJ/kg);
n — 外部回到工业锅炉系统的凝结水的量，单位为千克每时(kg/h);
h.s— 凝结水的焓值，单位为千焦每千克(kJ/kg);
Qc—— 利用工业锅炉系统余热对外供应的热量，单位为千焦每时(kJ/h)。
12.1.2.2
对于外供过热蒸汽的蒸汽工业锅炉系统输出热量应按式(4)计算：
Qg=DXhg-b×hs-n×h+Q 。 (4)
式中：
Q— 外供过热蒸汽的蒸汽工业锅炉系统输出热量，单位为千焦每时(kJ/h)。
D.—
工业锅炉系统对外供过热蒸汽量[不含加(伴)热燃料、除氧等自用蒸汽],单位为千克每时
(kg/h);
h— 工业锅炉系统对外供过热蒸汽的焓值，单位为千焦每千克(kJ/kg)。
12.1.2.3
对于热水工业锅炉系统输出热量应按式(5)计算：
Q.=G. ×he-G,×his-b×hbs+Q 。 ………………………… (5)
式中：
Q 、 热水工业锅炉系统输出热量，单位为千焦每时(kJ/h)。
G。
——工业锅炉系统对外供循环水的流量[不含加(伴)热燃料、除氧等自用热],单位为千克每时
(kg/h);
GB/T 34912—2017
G,—
外供循环水回到工业锅炉系统的流量[不含加(伴)热燃料、除氧等自用热[,单位为千克每
时(kg/h);
h 。— 工业锅炉系统对外供循环水的焓值，单位为千焦每千克(kJ/kg);
h,s— 外供循环水回到工业锅炉系统的焓值：单位为千焦每千克(kJ/kg)。
12.1.3 工业锅炉系统单位燃料输入热量的计算
工业锅炉系统单位燃料输入热量应按式(6)进行计算：
Q.=Qeta+Qw+Qx ………………………… (6)
式中：
Q. — 工业锅炉系统单位燃料输入热量，单位为千焦每千克(kJ/kg)
或千焦每标准立方米(kJ/
Nm³);
Qnetar——燃料收到基的低位发热量，单位为千焦每千克(kJ/kg)
或千焦每标准立方米(kJ/Nm³);
Qw —
外部能源为满足入炉燃料的要求而加(伴)热燃料的单位能耗，单位为千焦每千克(kJ/
kg) 或千焦每标准立方米(kJ/Nm³);
注：Qw
指在本工业锅炉系统内用，除本工业锅炉系统所产生的蒸汽或热水以外能源，加(伴)热燃料的能耗和在本
工业锅炉系统以外为供应合格燃料供本工业锅炉系统使用而用于加热、伴热等所使用的热能或其他能源。
Qx — 进入本工业锅炉系统燃料的单位物理热量，单位为千焦每千克(kJ/kg)
或千焦每标准立
方米(kJ/Nm³)。
12.1.4 工业锅炉系统设计热效率的计算
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统的设计热效率应按式(7)进行计算：
style="width:2.75333in;height:0.6534in" /> (7)
式中：
n 、— 工业锅炉系统设计热效率，%;
Q。— 在设计热负荷工况下，工业锅炉系统的输出热量，单位为千焦每时(kJ/h);
B
、——在设计热负荷工况下，工业锅炉系统的燃料消耗量，单位为千克每时(kg/h)
或立方米每时
(m³/h);
Q
、——在设计负荷工况下，工业锅炉系统燃料的单位输入热量，单位为千焦每千克(kJ/kg)
或千
焦每标准立方米(kJ/Nm³)。
12.1.5 工业锅炉系统设计平均热效率的计算
工业锅炉系统设计平均热效率应按式(8)进行计算：
style="width:2.7933in;height:0.66in" /> (8)
式中：
Q。—
在设计平均热负荷工况下，工业锅炉系统的输出热量，单位为千焦每时(kJ/h);
B 。—
在设计平均热负荷工况下，工业锅炉系统的燃料消耗量，单位为千克每时(kg/h)
或标准立 方米每时 (Nm³/h);
Qp—
在设计平均负荷工况下，工业锅炉系统燃料的单位输入热量，单位为千焦每千克(kJ/kg)
或
千焦每标准立方米(kJ/Nm³)。
12.2.1 工业锅炉系统能源利用率应按式(9)进行计算：
GB/T 34912—2017
style="width:4.86003in;height:0.66in" />
………………
(9)
式中：
7e 工业锅炉系统能源利用率，%;
Q.— 工业锅炉系统输出热量，单位为千焦每时(kJ/h);
Q.— 工业锅炉系统单位燃料输入热量，单位为千焦每千克(kJ/kg)
或千焦每标准立方米(kJ/
Nm³);
B—- 燃料消耗量，单位为千克每时(kg/h) 或标准立方米每时(Nm³/h);
β— 上年度全国平均供电煤耗，单位为千克标煤每千瓦时(kgce/kW ·h);
N₂ 工业锅炉系统设备总耗电量，单位为千瓦时每时(kW ·h/h)。
12.2.2 工业锅炉系统设备总耗电量计算方法见式(10):
N,=N₁×B+N₂×b+N₃+N+N₅+N₆+N,+N₈ …… …… (10)
式中：
N,— 锅炉辅机总耗电量，单位为千瓦时每时(kW ·h/h);
N₁—— 燃料加工及输送电耗，单位为千瓦时每千克(kW ·h/kg)
或千瓦时每标准立方米(kW ·h/
Nm³);
N₂— 补水单位电耗，单位为千瓦时每千克(kW ·h/kg);
N₃— 燃烧设备电耗，单位为千瓦时每时(kW ·h/h);
N₄— 鼓风机电耗，单位为千瓦时每时(kW ·h/h);
N 。— 引风机电耗，单位为千瓦时每时(kW ·h/h);
N₆- 给水泵电耗，单位为千瓦时每时(kW ·h/h);
N,— 循环泵电耗，单位为千瓦时每时(kW ·h/h);
Ns— 其他辅助设备电耗，单位为千瓦时每时(kW ·h/h)。
12.2.3 工业锅炉系统设计能源利用率应按式(11)进行计算：
style="width:5.16006in;height:0.68002in" /> (11)
式中：
.— 工业锅炉系统设计能源利用率，%;
Q。——
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统的输出热量，单位为千焦每时(kJ/h);
B 、——
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统的燃料消耗量，单位为千克每时(kg/h)
或标准立方米
每时(Nm³/h);
β — 上年度全国平均供电煤耗，单位为千克标煤每千瓦时[kgce/(kW ·h)];
N,—— 在设计热负荷工况下工业锅炉系统设备总耗电量，单位为千瓦时每时(kW
·h/h)。
12.3 工业锅炉系统有关单位能耗的计算
12.3.1 工业锅炉系统外供热量单位电耗设计值计算方法
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统外供单位热量所消耗的电能应按式(12)计算：
style="width:0.95344in;height:0.63338in" /> (12)
式中：
n —— 外供热量单位电耗设计值，单位为千瓦时每吉焦(kW ·h/GJ);
N,— 生产外供总热量所消耗电能的设计值，单位为千瓦时(kW ·h);
Q 。- 生产外供总热量的设计值，单位为吉焦(GJ)。
GB/T 34912—2017
12.3.2 工业锅炉系统外供热量单位水耗设计值计算方法
工业锅炉系统外供热量的单位水耗设计值应按式(13)计算：
style="width:0.98003in;height:0.63338in" />
…………………………
(13)
式中：
b' 外供热量的单位水耗设计值，单位为千克每吉焦(kg/GJ);
b — 生产外供总热量所消耗水量的设计值，单位为千克(kg);
Q 。—
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统的输出热量，单位为千焦每时(kJ/h)。
12.3.3 工业锅炉系统外供热量单位能耗设计值计算方法
工业锅炉系统外供热量的单位能耗设计值。应按式(14)计算：
style="width:3.55998in;height:0.68002in" /> ………………………… (14)
式中：
e — 外供热量单位能耗设计值，单位为千克标煤每吉焦(kgce/GJ);
Qnear— 燃料收到基的低位发热量，单位为千焦每千克(kJ/kg)
或千焦每标准立方米(kJ/Nm³);
Q 。 —
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统的输出热量，单位为千焦每时(kJ/h);
B —— 燃料消耗量，单位为千克每时(kg/h) 或标准立方米每时(Nm³/h)。
β ——上年度全国平均供电煤耗，单位为千克标煤每千瓦时[kgce/(kW ·h)];
N 、— 耗电量设计值，单位为千瓦时每时(kW ·h/h)。
12.3.4 工业锅炉系统外供热量单位燃料耗量设计值计算方法
工业锅炉系统外供热量的单位燃料消耗量设计值应按式(15)计算：
style="width:2.18001in;height:0.66in" /> (15)
式中：
B' — 外供热量的单位燃料消耗量设计值，单位为千克标煤每吉焦(kgce/GJ);
B — 燃料消耗量，单位为千克每时(kg/h) 或标准立方米每时(Nm³/h);
Qmear— 燃料收到基的低位发热量，单位为千焦每千克(kJ/kg)
或千焦每标准立方米(kJ/Nm³);
Q 。 —
在设计热负荷工况下，工业锅炉系统的输出热量，单位为千焦每时(kJ/h)。
GB/T 34912—2017
(资料性附录)
工业锅炉房初步设计所需主要文件和资料
工业锅炉房初步设计应依据以下市政条件资料：
a) 供水方案及供水协议；
b) 排水协议；
c) 燃料供应协议；
d) 粉煤灰、炉渣、石膏购销协议；
e) 燃料分析报告；
f) 水质分析报告；
g) 建设工程岩土工程初步勘察报告；
h) 电力供应协议及电力接入方案；
i) 50 年或100年一遇洪水水位；
j) 市政供水\污水\雨水接入点的坐标及标高；
k) 建设项目四周市政现状道路及规划道路相关资料；
1) 热力管道市政接入点的坐标及标高；
m) 建设项目地形图(1:500);
n) 建设项目所在地的气象水文资料；
o) 热负荷资料。
GB/T 34912—2017
(资料性附录)
热负荷资料的收集与整理
B.1 热负荷资料的收集
热负荷资料的收集应根据热负荷的性质、热负荷的发展阶段分别收集统计，在热负荷数据统计表中
要区分工业热负荷、采暖热负荷、生活热水热负荷、现状热负荷、近期热负荷和规划热负荷等。
B.2 工业热负荷资料的收集
B.2.1
工业热负荷一般为蒸汽负荷，工业热负荷资料的收集要调查清楚生产工艺的用热要求，蒸汽的
参数、凝结水的回收等情况。收集不同生产季节典型生产日的蒸汽负荷、全年蒸汽负荷情况。典型生产
日小时热负荷调查表见表 B.1,典型生产月生产用蒸汽调查表见表 B.2。
表 B.1 典型生产日小时热负荷调查表
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表 B.2 典型生产月生产用蒸汽调查表
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B.2.2 对于生产产品的能耗、产量一般也进行调查，调查表见表B.3。
表 B.3 主要产品产量及单耗调查表
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|---|---|---|---|---|---|---|---|
B.2.3
对于供热区域内由集中供热替代的现有锅炉房。供热的锅炉容量及锅炉运行参数应进行调查，
现有锅炉房的调查表见表 B.4。
表 B.4 现有锅炉房情况调查表
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|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
B.3 采暖、空调、生活热水负荷调查
采暖、空调、生活热水负荷收集要结合当地的气象条件、建筑围护结构的热工特性等，调查当地实际
的建筑物供热指标、实际供热时间等，调查表见表 B.5。
表 B.5 采暖、空调、生活热水负荷调查表
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10' m² |
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B.4 热负荷资料的整理
对各热用户提供的热负荷资料进行整理汇总时，应按照不同时段的热负荷进行审核。现状热负荷
宜按照全年耗煤量和生产工艺设计能耗分别验算，现状采暖热负荷可按照现状锅炉房的耗煤量进行验
算，误差大时应查明原因。对新增加的热负荷要可靠落实，应以批准的建设项目为准，不得任意扩大。
B.5 热负荷叠加
对各热用户提供的热负荷叠加时，同时率的取用应符合下列规定：
GB/T 34912—2017
a)
对有稳定生产的主要用户，在取得不同季节的典型日负荷曲线的基础上，进行热负荷叠加时，
不应计算同时率；
b)
对生产热负荷量较小或无稳定生产热负荷的次要热用户，在进行最大热负荷叠加时，应乘以同
时率；
c)
采暖热负荷及用于生活的空调制冷热负荷和生活热水负荷进行叠加时，不应计算同时率；
d) 同时率数值取0.7～0.9,热负荷较平稳的地区取大值，反之取小值。
GB/T 34912—2017
(资料性附录)
燃料资料的收集与整理
C.1 煤质资料的收集
煤质资料的收集包括以下内容，下列内容中可以根据不同燃烧形式的锅炉有所删减：
a) 工业分析：煤的全水分 M、 灰分 A、挥发分V 和固定碳 FC;
b) 元素分析：C、H、O、N、S各元素，以及水分和灰分；
c) 煤的可磨性系数、煤的堆积密度；
d) 煤的粒度；
e) 灰的成分；
f) 灰的性质：变形温度 DT、 软化温度 ST、 熔化温度 FT、
比电阻、堆积密度。
C.2 燃料油资料的收集
燃料油资料的收集包括以下内容，下列内容中可以根据燃用不同的燃油品种有所删减：
a) 油的元素分析：C、H、O、N、S各元素，以及水分；
b) 油的性质：发热量、粘度、比重、比热、凝点、闪点、导热系数。
C.3 燃气资料的收集
燃气资料的收集包括以下内容，下列内容中可以根据燃用不同的燃气品种有所删减：
气体燃料的成分分析、发热量、密度、爆炸极限、华白数、粘度。
C.4 不同“基”成分换算系数
煤质分析结果不同"基"成分换算系数见表C.1。
表 C.1 煤质分析结果不同"基"成分换算系数
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GB/T 34912—2017
C.5 相同基高、低位发热量换算
相同基高、低位发热量换算的关系式见表C.2。
表 C.2 相同基高、低位发热量换算
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GB/T 34912—2017
(资料性附录)
原水水质分析内容及校核方法
D.1 水质分析资料的数量
D.1.1
原水水质是确定合适的水处理方案，选择合理的水处理流程、采用合适的化学药剂和计量、进行
水处理设备计算的重要基础资料。自然界中的水质是随环境变化的，水处理系统设计用水质分析报告
的数量应能反映出一年中水质的变化，对于地表水宜每月化验一次，水质资料不宜少于12份；对于地下
水宜每季度化验一次，水质资料不宜少于4份。
D.1.2
对于蒸汽锅炉系统原水水质分析宜采用水质全分析，水质全分析项目和格式见表
D.1。 当进行
水质全分析有困难且水处理系统不需采用除盐系统即可满足要求时，原水分析项目不宜少于表
D.2 的
项目。对于热水锅炉系统原水水质分析项目可以适当简化，具体见表D.3。
表 D.1 蒸汽锅炉系统水质分析项目
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GB/T 34912—2017
表 D.2 蒸汽锅炉系统水质分析简化项目
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表 D.3 热水锅炉系统原水水质分析项目
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D.2 原水水质校核
D.2.1 总硬度、碱度、离子间的关系
原水的总硬度的计算见式(D.1)。
H 、=H,+H 、 … … … … … … … … … …(D. 1)
式中：
H。 — 总硬度，单位为毫摩尔每升(mmol/L);
H,— 碳酸盐硬度，单位为毫摩尔每升(mmol/L);
GB/T 34912—2017
H 、—
非碳酸盐硬度，单位为毫摩尔每升(mmol/L)。
当有非碳酸盐硬度存在时，应符合式(D.2)。
[Cl]+[SO²-]>[K+]+[Na+] ………………………… (D.2)
式中：
[Cl-] 、[SO₄²-] 、[K+] 、[Na+] 为原水中Cl- 、SO²- 、K+ 、Na+
物质的量浓度(mmol/L)。
当原水中有负硬度存在时，应当没有非碳酸盐硬度存在，此时原水中离子关系应符合式(D.3)
和
式(D.4):
[Ca²+]+[Mg²+]\<[HCO₃-]+[CO₃²-] … … … … … … … …(D.3)
[Cl]+[SO₄²-]≤[K+]+[Na+] … … … … … … … … … …(D.4)
式中：
[Ca²+] 、[Mg²+] 、[HCO₃ ] 、[CO₃²-] 为 原 水 中 Ca²+ 、Mg²+
、HCO₃ 、CO₃² 物质的量浓度
(mmol/L), 其余同上。
D.2.2 甲基橙碱度、酚酞碱度与OH⁻ 、HCO₃” 、CO₃²- 的关系
甲基橙碱度(M)、酚酞碱度(P) 与 OH- 、HCO₃ 、CO₃²- 的关系见表 D.4。
表 D.4 M 、P 、OH⁻ 、HCO₃⁻ 、CO₃²- 的相互关系
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D.2.3 pH 值的检核
当 pH\<8.3 时应按式(D.5) 计算 pH 值：
pH=6.35+lg(HCO₃)-lg(CO₂) … … … … … … … … … …(D.5)
当pH>8.3 时应按式(D.6) 计算 pH 值：
pH=10.33+lg(CO₃²-)—lg(HCO₃) … … … … … … … …(D.6)
误差：0= \|pH-pH'l≤0.2
式中：
pH — 原水中 pH 值的计算值；
pH' — 原水中 pH 值的实测值；
(HCO₃)——HCO₃ 量浓度，单位为毫摩尔每升(mmol/L)
(CO₂) —— 游离 CO₂ 的量浓度，单位为毫摩尔每升(mmol/L)。
D.2.4 阴阳离子总数的校核
化合物在水溶液中离解时，阳离子的正电荷总量与阴离子的负电荷总量应相等，水才呈电中性。水
中阳离子量浓度计算式见式(D.7), 阴离子量浓度计算式见(D.8)。
C.=[K+]+[Na+]+[Ca²+]+[Mg²+]+[Fe²+]+[Fe+]+[NH+]+ … …(D.7)
GB/T 34912—2017
Cm=[Cl]+[SO²-]+[HCO₃-]+[CO₃²-]+[NO₃-]+ … … … … …(D.8)
式中：
Ca—— 水中所有阳离子的量浓度，单位为毫摩尔每升(mmol/L);
Cm——水中所有阴离子的量浓度，单位为毫摩尔每升(mmol/L)。
[Fe²+] 、[Fe³+] 、[NH;+] 、[NO₃] 为原水中 Fe²+ 、Fe³+ 、NH₄+
、NO₃ 物质的量浓度(mmol/L),
其余同上。
以 上 浓 度 之 间 误 差 ( δ ) 的 校 核 公 式 见 式(D.9):
style="width:4.29992in;height:0.70004in" /> …… …………… (D.9)
注：本附录中有关物质量浓度的基本单元规定如下：
K+ 、Na+ 、NH+ 、OH- 、HCO₃ 、Cl- 、NO₂⁻ 、NO₃ 物 质 的 量 浓
度(mmol/L) 的 基 本 单 位 分 别 为 K+ 、Na+、
NH₄+ 、OH- 、HCO₃ 、Cl- 、NO₂ 、NO₃;
Ca²+ 、Mg²+ 、Fe²+ 、Mn²+ 、SO₄²- 、CO₃² 物质的量浓度(mmol/L)
的基本单位分别为1/2Ca²+ 、1/2Mg²+ 、1/2Fe²+、
1/2Mn²+ 、1/2 SO₄²- 、1/2CO₃²-;
Fe³+ 、Al³ 物质的量浓度(mmol/L) 的基本单位分别为1/3Fe³+ 、1/3Al³+。
GB/T 34912—2017
(资料性附录)
锅炉负荷优化选型案例
E.1 案例的基本运行参数
北京某锅炉房采暖设计热负荷为34.3 MW
(含锅炉房自用采暖),生活热水最大热负荷4 MW, 平 均热负荷3 MW,
最小热负荷1.3 MW, 燃料为天然气。通过计算，锅炉房最大热负荷为38.3 MW,
根据 北京地区的室外采暖设计温度和气象条件，采暖平均热负荷约为24.9 MW,
采暖初期(室外温度5℃) 的热负荷约为17.2 MW。
E.2 锅炉的选型
E.2.1 锅炉类型的选择
本锅炉房选择3台10.5 MW 和2台4 . 2 MW
燃气热水锅炉，鉴于燃气锅炉故障率低，大部分热负
荷为季节性负荷，故未设置备用锅炉。
E.2.2 最大热负荷工况
最大热负荷为38.3 MW, 此时5台锅炉全部运行，运行锅炉总出力为39.9 MW,
平均每台锅炉的负
荷率为96%。
当最大一台锅炉故障时运行锅炉总容量为29.4 MW, 仍可满足最大负荷(38.3 MW)
的77%的需 求，或满足采暖设计热负荷(34.3 MW)
的86%的需求，或满足采暖平均热负荷和生活热水最大热负荷
之和(28.9 MW)100% 的需求。
E.2.3 采暖季初期工况
采暖季初期负载情况见表 E.1。
表 E.1 采暖季初期负荷情况表
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1×4.2 MW |
1×4.2 MW |
1×4.2 MW |
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GB/T 34912—2017
E.2.4 采暖季采暖平均热负荷工况
采暖季采暖平均热负荷情况见表E.2。
表 E.2 采暖季采暖平均热负荷工况
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2×4.2 MW |
1×4.2 MW |
1×4.2 MW |
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E.2.5 非采暖季工况
非采暖季的负荷情况见表 E.3。
表 E.3 非采暖季工况
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1×4.2 MW | 1×4.2 MW | 1×4.2 MW |
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GB/T 34912—2017
(资料性附录)
燃油、燃气锅炉负荷变化及选型要求
F.1 燃油、燃气锅炉的选型
F.1.1 燃油、燃气锅炉应根据锅炉运行负荷大小及工况变化进行选型。
F.1.2
如果锅炉供热负荷变化较大，需要长时间低负荷运行，锅炉选型适合按满足常用较低负荷设计
锅炉额定蒸发量或额定热功率，通过多台锅炉组合同时运行满足大负荷供热需求。因为锅炉较低负荷
运行，由于散热损失增大，会明显降低锅炉运行热效率，不利于节能；同时由于锅炉需要长期较低负荷运
行，会对锅炉尾部受热面造成低温腐蚀，造成锅炉安全隐患，容易对燃烧系统的安全可靠性产生影响。
较低负荷时只运行1台锅炉，需要升高供热负荷时，根据供热量启动匹配合理的锅炉数量。
F.2 锅炉负荷与热效率曲线
F.2.1 燃气(油)蒸汽锅炉负荷变化引起的热效率变化曲线见图E.1。
style="width:7.83331in;height:5.65334in" />
负荷率/%
图 E.1 燃气(油)蒸汽锅炉负荷变化时热效率的变化曲线图
F.2.2 曲 线 1 为 6 t/h
及以上蒸发量蒸汽锅炉热效率随负荷变化曲线。由于锅炉散热损失较小，锅炉
负荷降低时排烟温度降低减少的排烟损失高于散热损失的增加，在60%～90%负荷运行时，热效率会
有所增加。
F.2.3 曲 线 2 为 6 t/h
以下蒸发量蒸汽锅炉热效率随负荷变化曲线。由于锅炉吨位较小散热损失较
大，导致锅炉负荷降低时排烟温度降低减少的排烟损失低于散热损失的增加，锅炉在低于85%负荷下
运行，锅炉热效率较额定负荷时越来越低。
F.2.4
热水锅炉如果采用变流量调节负荷，进出水温度不变，热效率随负荷变化曲线同上述蒸汽锅炉
类似。如果通过降低进水温度和出水温度来调节负荷，由于锅炉排烟温度下降较大，锅炉热效率会随着
负荷的降低有所提高。
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(资料性附录)
燃煤锅炉不同炉型特点
G.1 层状燃烧燃煤工业锅炉的特点
G.1.1 层状燃烧燃煤工业锅炉的优点
层状燃烧燃煤工业锅炉具有以下优点：
a) 发展历史长，使用面广，技术成熟度高；
b) 燃料制备简单，总电耗低，运行成本低；
c) 系统简单，辅助设备少，空间尺寸小，安装简便；
d) 不易形成爆燃和大面积结焦和结渣，运行安全性高；
e) 操作简便，易于掌握，对运行技术要求低；
f) 烟气对受热面的磨损程度低；
g) 飞灰量小、颗粒度大易于除尘及除尘后的处理。
G.1.2 层状燃烧燃煤工业锅炉的缺点
层状燃烧燃煤工业锅炉具有以下缺点：
a)
燃烧效率较低。与循环流化床锅炉和煤粉锅炉相比，机械不完全燃烧损失较大。
b) 不能实现炉内脱硫。
c) 负荷调整速度较慢。
G.1.3 各类燃煤链条炉排设备具有的特点
G.1.3.1 链带式炉排
链带式炉排的特点：
a) 结构简单，金属耗量低，机械加工量少，成本低；
b) 通风截面比较大，适于结焦性较强的煤；
c) 漏煤量大，燃烧效率低；
d) 侧部漏风大，燃烧损失大；
e)
运行中，炉排片之间、炉排片与轴之间有磨损，导致间隙加大或炉排跑偏，维修量大；
f) 主动炉排片既受力又受热，工作条件恶劣，易损坏。
G.1.3.2 大鳞片炉排
大鳞片炉排的特点：
a) 基本不漏煤，通风性能好，固体不完全损失小；
b) 炉排片只受热不受力，受力的链条不受热，工作条件好；
c) 炉排阻力较小；
d) 炉排片的安装、检修及更换方便。
e) 结构较复杂；
f) 金属耗量较大，制造加工量较大，成本较高；
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g) 安装要求严格。
G.1.3.3 小鳞片炉排的特点
G.1.3.3.1
小鳞片炉排的受力状况和进风方式与大鳞片炉排相同，结构和传动与大鳞片相仿。除具备
大鳞片炉排的优点以外，还有结构紧凑，重量轻等特点，制造成本低于大鳞片。
G.1.3.3.2 与大鳞片炉排相比，小鳞片炉排的缺点是：
a) 制造和安装要求更高；
b) 链条阻力较大
G.1.3.4 横梁炉排
横梁炉排的特点：
a) 刚性大，受力情况最优，适于大容量锅炉；
b) 炉排片受热不受力，链条受力不受热，且链条的工作条件比鳞片炉排更好；
c) 风室之间的密封及侧密封更加严密；
d) 漏煤少；
e) 炉排片的检修和更换方便；
f) 金属耗量大，机械加工量大，加工精度要求高，制造成本高。
G.1.4 各类链条炉排的容量适用范围
范围如下：
a) 20 t/h(14
MW)以下容量的链条炉排锅炉宜选用链带式炉排形式或小鳞片炉排形式；
b) 容量为20 t/h(14 MW)～40 t/h(29
MW)的链条炉排锅炉宜选用大鳞片炉排形式；
c) 40 t/h(29 MW)以上容量的链条炉排锅炉宜选用横梁式炉排形式。
G.1.5 炉排片材质的选择要求
要求如下：
a) 炉排片材质一般可采用 HT150 材质；
b) 对于热值较高的煤，为提高炉排片的耐热温度，可采用 HRTSi5 材质；
c) 对于灰份较少的煤宜选用QTRSi5 材质。
G.1.6 均匀系数
容量较大的锅炉宜采取有效技术措施减小炉排横向配风不均匀系数。
G.2 循环流化床工业锅炉的特点
G.2.1 循环流化床工业锅炉具有以下优点：
a) 燃料适应性好，既可燃用优质煤，也可燃用各类劣质燃料；
b) 负荷调节范围宽， 一般为30%～110%;
c) 燃烧效率高，通常在97.5%～99.5%范围内。锅炉热效率可达90%以上；
d) 可实现炉内脱硫；
e) 氮氧化物排放低；
f) 燃料预处理系统比煤粉工业锅炉简单。
G.2.2 循环流化床工业锅炉具有以下缺点：
GB/T 34912—2017
a) 系统复杂，投资大；
b) 烟风系统阻力较大，风机电耗大；
c) 锅炉受热面部件的磨损比较严重，需要采取专门防磨措施；
d) 燃烧调整控制点较多，与煤粉炉相比，实现自动化控制的难度较大。
G.3 煤粉工业锅炉的特点和适用条件
G.3.1 煤粉工业锅炉具有以下优点：
a) 燃烧效率高，可达98%以上。锅炉热效率可达90%以上。
b) 锅炉启停简便。
c)
锅炉测控水平高，在稳定运行符合范围内的负荷调节性好，对负荷变化反应快。
d) 可实现炉内脱硫和低氮燃烧。
e) 可实现系统全封闭运行，自动上煤，集中排灰，无粉尘跑冒。
G.3.2 煤粉工业锅炉具有以下缺点：
a) 系统比较复杂，投资大；
b) 燃料制备复杂；
c) 对煤质的要求比较高，不适合燃用贫煤和无烟煤；
d)
需要有专门技术措施防止炉膛爆燃、燃料自燃等。炉膛结焦和结渣几率也高于层燃方式；
e) 负荷调节范围相对较窄。
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(资料性附录)
燃油燃气锅炉各炉型特点及冷凝锅炉热效率计算方法
H.1 锅壳式火管锅炉
H.1.1
锅壳式火管结构是燃油燃气锅炉的主要形式。该结构锅炉外形尺寸较小，适合快装化要求，而
锅壳式结构也使锅炉的围护结构相应简化，具有明显的优点；锅炉烟气密封问题比较容易解决，更加适
合于油、气燃料的微正压燃烧，圆形燃烧室的形状有利于和油气燃烧火焰空间匹配。锅炉主要对流换热
烟管，方便采用强化传热措施，可以有效提高传热性能，提高单位换热面积有效传热量，锅炉结构可以做
到更加紧凑。
H.1.2
锅壳式火管锅炉，由于火焰、烟气和换热介质均在钢制锅壳内部，烟气通道的承压能力比水管结
构锅炉高，锅炉抗蒸汽或油气爆炸冲击能力强，锅炉本体受破坏的可能性较小，相对水管结构更加安全。
锅壳式结构水容量较大，对锅炉突然的负荷变化适应性较强，同时对水质要求相对低一些。
H.1.3
锅壳式火管锅炉按烟气换热流程分为干背和湿背两种结构，从性能可靠性考虑，优先采用湿背
式结构。锅壳式火管锅炉相对水管锅炉结构简单，加工工艺简单，制造自动化程度更高，工作量较少，锅
炉制造周期较短，比较适合现代大规模流水线生产。
H.2 水管锅炉
H.2.1
水管式燃油燃气锅炉，各种受热面布置比较灵活，可以适应锅炉的各种参数需要，自动化控制程
度高。水管锅炉结构相对复杂，制造工艺复杂，加工难度大，体积和重量较大，制造过程机械化程度较
低，加工周期较长。水管锅炉对水质要求较高。
H.2.2
水管锅炉分为立式和卧式两种。卧式水管燃油燃气锅炉，燃烧器水平安装，操作和检修比较方
便，受热面的布置沿长度方向有很大的裕度，利于快装，可组装生产；常用有 D
型、A 型和 O 型三种结构 形式，其中D
型水管锅炉由于布置过热器和尾部受热面更加灵活，该型结构用得最多；从 D
型变化出来
的水管燃油燃气锅炉型式也较多。
H.2.3
水管燃油燃气锅炉按出厂形式还分为快装出厂和散装出厂两个结构。随着锅炉容量的增大或
者结构的需要，锅炉的外形尺寸已经超过运输尺寸极限，无法全部在生产厂内全部组装完成，大量零部
件的装配需要到用户现场进行，锅炉需要散件运输出厂，锅炉为散装锅炉。
H.2.4
水管热水锅炉，水循环方式可以采用自然循环和强制循环两种方式，由于强制水循环锅炉更加
安全可靠，水管热水锅炉优先采用强制水循环方式。
H.2.5
水管燃油燃气锅炉过热器优先采用对流式结构，布置于对流换热烟道内，完全可以满足工业锅
炉对过热蒸汽温度的要求，不需要采用炉膛内完全辐射或者半辐射式过热器，以避免过热器传热负荷强
度，有利于过热器安全可靠运行。
H.3 冷凝锅炉效率计算方法
H.3.1 概述
冷凝式锅炉热效率η由锅炉本体热效率
ηi.2、冷凝段热效率ηm相加而得。锅炉本体部分效率η .2
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计算按现有热力计算方法可以得出。
H.3.2 冷凝段部分热效率 m 正平衡计算过程
H.3.2.1 锅炉冷凝段有效吸热量应按式(H.1) 计算。
Q 、=D 、 · (hxs-hx) … … …(H. 1)
式中：
Q 、- 余热利用装置(冷凝段)的有效吸收热量，单位为千焦每时(kJ/h);
D 、— 余热利用装置(冷凝段)的给水流量，单位为千克每时(kg/h);
h 、s—— 余热利用装置(冷凝段)中的出水焓，单位为千焦每千克(kJ/kg);
h 、s— 余热利用装置(冷凝段)中的进水焓，单位为千焦每千克 kJ/kg。
H.3.2.2 冷凝段热效率按应式(H.2) 计算。
ηm=Qx/(B ·Q) … …………………… (H.2)
式中：
m—— 冷凝段的热效率，%;
B—— 锅炉燃料消耗量，单位为标准立方米每时(Nm³/h) 或千克每时(kg/h);
Q-—— 燃料的发热值，单位为千焦每标准立方米(kJ/Nm³) 或千焦每千克(kJ/kg)。
H.3.2.3 冷凝式锅炉热效率应按式(H.3) 计算。
η=η1.2+m … … … … … … … … … …(H.3)
式中：
η— 冷凝式锅炉的热效率，%。
注：Q:—
燃料的发热值，可以采用燃料的低位发热值，也可以采用高位发热值，但是锅炉本体部分的热效率所采
取的燃料发热值要和冷凝段所采取的发热值要 一 致，统 一
采用低位或高位发热值。
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(资料性附录)
煤粉工业锅炉的热效率要求
煤粉工业锅炉的热效率要求可参考表 I.1。
表 I.1 煤粉工业锅炉的热效率要求
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|---|---|---|---|---|
| 10 t/h≤D<20 t/h或 7 MW≤Q≤14 MW |
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GB/T 34912—2017
(资料性附录)
锅炉房常用介质推荐的允许流速
锅炉房常用介质推荐的允许流速见表J.1。
表 J.1 锅炉房常用介质推荐的允许流速
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|---|---|---|---|---|---|---|
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1 mm²/s~ 11.5 mm²/s |
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11.5 mm²/s~ 27.7 mm²/s |
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72.5 mm²/s |
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72.5 mm²/s~ 145.9 mm²/s |
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438.5 mm²/s |
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877.0 mm²/s |
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GB/T 34912—2017
(资料性附录)
常用凝结水回收方式
K.1 蒸汽凝结水余热回收系统
K.1.1 蒸汽结水余热回收的意义与内涵
通过凝结水回收系统中能量的综合利用，达到最经济的能量回收利用，保持整个蒸汽热力系统利用
率最高，经济性最好。凝结水回收中的能量包括：凝结水所含热能的回收、二次蒸汽的有效利用、软化水
的回收。
K.1.2 凝结水回收系统设计
根据回收的凝结水是否和大气相通，将凝结水回收与利用系统分为开式和闭式两种类型。疏水压
力大于或等于0.3 MPa 以上时，宜采用闭式系统；疏水压力小于0.3 MPa
时，宜采用开式系统。
K.1.3 凝结水回收管的设计
通常凝结水回收管内的介质是两相流体，需采用合理的凝结水配管尺寸。
K.2 锅炉排污水回收系统设计
K.2.1 基本要求
将排污水中的热量最大限度地回收利用。
K.2.2 闪蒸罐与闪蒸蒸汽回收
高温高压的锅炉排污水进入闪蒸罐(连续排污扩容器),在闪蒸罐内，排污水压力迅速下降，同时释
放出闪蒸蒸汽。
K.2.3 闪蒸后剩余排污水的热量回收和安全排放
闪蒸后剩余的排污水不宜蒸汽锅炉直接使用，宜通过换热器将热量回收。
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(资料性附录)
热水系统常用定压方式
L.1 热水系统定压点值的计算
L.1.1
热水系统定压是使热水系统在运行和停运中保持一定的压力，确保在运行过程中系统任何一点
不汽化，在循环水泵停运时整个热水系统充满水。系统定压方式有：补给水或锅炉连排水的原有压力定
压、膨胀水箱定压、水泵定压和气体定压等。
L.1.2
定压点处的压力值应根据热水网的水压图的要求确定。在一般情况下可按式(L.1)
计算：
p=10H+p 、+20 … … … … … … … … … …(L. 1)
式中：
p - 定压点压力值，单位为千帕(kPa);
H— 最高用户充水高度，单位为米水柱(mH₂O);
p、 — 与热网供水温度对应的汽化压力，单位为千帕(kPa);
20 安全余量，单位为千帕(kPa)。
L.2 软化水或锅炉连续排污水定压系统
软化水来自水处理间，锅炉连续排污水来自锅炉连续排污扩容器。只要上述两补充水源的压力能
满足热水网定压点的定压压力，就可以直接将补给水源接到供热系统定压点上；如果压力大于定压点压
力，则可通过减压阀减压后再接入系统。在软化水或锅炉连续排污水的补给水管上应设置止回阀。此
定压方式目前在实践中很少采用。
L.3 开式高位膨胀水箱定压系统
L.3.1
在供热范围内的最高点设置开式高位膨胀水箱与供热系统回水管相连通，使系统回水压力基本
恒定。膨胀水箱的液位一般通过浮球阀自动控制，膨胀水箱与回水管道的连接管上不得装任何阀门。
膨胀水箱定压除了起定压作用外，还起容纳系统膨胀水的作用。
L.3.2
在实际工程中，由于膨胀水箱不可能做得较大，不易找到适于开式膨胀水箱安装高度的位置，同
时散热量相对较大，所以仅适用于供水温度较低且供热区域内建筑物高度不高的小型供热系统中，比如
二级网或直供系统，在有热力站的一次网热水循环系统很少使用。
L.3.3 这种定压方式简单、可靠，初投资少。
L.4 补水泵定压系统
L.4.1
补水泵定压使利用补水泵的扬程保持热水系统回水压力维持在一定范围内。这是目前工程中
使用最为普遍的一种定压方式，适用于各种规模、各种温度、各种地形的热网定压系统。
L.4.2
为保持补水压力基本恒定，对补水泵需进行有效控制，常用的控制方式有：
a) 用电接点压力表控制补水泵的启停，即高压力停泵，低压力启泵；
b) 用压力调节阀控制补水泵的出水压力；
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c) 采用自动稳压补水装置的定压系统；
d) 对补水泵采用变频调速控制；
e) 可调压补水泵定压系统。
L.4.3
压力点的压力值，事先在电控箱内用专用旋钮设定，当热网出现失水或热膨胀等状况时，定压点
压力波动，压力传感器把压力波动信号传到电控箱内，箱内控制电路会自动改变补水泵电动机的转速，
使水泵流量变化，从而维持系统定压点压力。
L.5 气体定压方式
L.5.1
利用密闭容器内气体的压力来达到定压目的的定压方式称为气体定压，气体定压需设置补水泵
配合进行。当热水循环系统压力下降，气体膨胀能够减缓热水系统压力下降的速度，当压力下降到一定
程度时，补水泵启动，向系统补水增压；当系统压力到一定数值后，补水泵停止运行。当热水循环系统由
于温升而压力上升，气体收缩能够减缓热水系统压力上升的速度，当压力上升一定程度时，系统泄压装
置启动。根据容器内充入的介质可分为氮气定压和空气定压两种。为防止气体溶于水中，用皮囊将气
体和水隔离。
L.5.2
气体定压由于气体膨胀和收缩延缓了系统压力的变化速率，避免补水泵频繁启动。但由于定压
气体的容积有限，在较大的热力系统应用较少；同时该定压方式系统复杂，运行费用较高。
GB/T 34912—2017
(资料性附录)
工业锅炉常用除氧方式
M. 1 热力除氧器
M.1.1 热力除氧器的原理
热力除氧器是利用蒸汽加热待除氧水，使水、汽充分接触混合，依据道尔顿定律和亨利定律，将溶于
水中的氧气和其他气体解析到气相(蒸汽)中，从而得到去除水中氧气的效果。
M.1.2 除氧器的分类
M. 1.2. 1 按除氧器工作压力来分，可分为大气式热力除氧器(工作压力0.02
MPa, 工作温度104 ℃)、 中压除氧器(工作压力0.3 MPa,
工作温度145℃)和高压除氧器(工作压力0.5 MPa, 工作温度158℃);
工业锅炉系统常用大气式热力除氧器。
M.1.2.2 按除氧器结构型式可分为淋水盘式、旋膜式、喷雾或喷雾填料式等多种。
M. 1.2.3 按待除氧水的种类来分，可分为部分补给水和全补给水两种类型。
M. 1.3 热力除氧器耗汽量的计算
热力除氧器的耗汽量 D 应按式(M. 1) 计算：
style="width:2.99342in;height:0.63998in" /> ……… … ………… (M.1)
式中：
D,—— 热力除氧器耗气量，单位为千克每时(kg/h);
G — 待除氧最大水量，单位为千克每时(kg/h);
hi— 除氧器进口水焓，单位为千焦每千克(kJ/kg);
h₂— 除氧器出口水焓，单位为千焦每千克(kJ/kg);
h — 进入除氧器蒸汽焓，单位为千焦每千克(kJ/kg);
D;— 排气中蒸汽的损失，单位为千克每时(kg/h)。
当设有排汽冷却器时，D; 为耗汽量的5%～10%,不设有排汽冷却器时，D,
为耗汽量的1%～2%。
M.2 热力除氧器的特点
热力除氧器具有以下几个特点：
a) 除氧效果好，出水含氧量可达到0.015 mg/L;
b) 不会增加除氧水的含盐量；
c) 除了去除氧气，还能去除二氧化碳等其他气体；
d) 运行稳定可靠；
e) 需要有蒸汽热源；
f) 对负荷变化的适应性较差。
GB/T 34912—2017
M.3
真空除氧器的特点
M.3.1
真空除氧器的工作原理和热力除氧器一样，只是工作压力小于大气压力，有一定的真空度。加
热用热源可以是与热力除氧器一样用蒸汽，也可以利用高温热水将待除氧水加热到一定温度后在除氧
器内自沸腾。
M.3.2
真空除氧器与热力除氧器相比多一套抽真空系统。真空除氧器的具有以下特点：
a) 对热源的要求较低
b) 不会增加除氧水的含盐量；
c) 除了去除氧气，还能去除二氧化碳等其他气体
d) 系统较为复杂，要有抽真空系统；
e) 对负荷变化及参数变化的适应性较差。
M.4 解析除氧的特点
M.4.1
解析除氧是基于气体溶解定律，将无氧的气体(一般用碳与空气中氧气反应形成无氧气的空
气)与待除氧的给水强烈混合，将溶解在水中的氧气析出至气体中，达到去除水中氧气的目的。
M.4.2 解析除氧技术特点如下：
a) 待除氧水不需预热，常温下即可进行除氧；
b) 设备布置简单，高低位布置均可，设计简单，安装方便；
c) 设备体积小，占地面积小，适用于单层布置的锅炉房；
d) 由于气体中的 CO₂ 溶解于水中，除氧水 pH
值略有降低。随着锅内沸腾蒸发，CO₂ 会进入蒸
汽中，在蒸汽凝结过程中再次溶入水中。
M.5 化学除氧的特点
M.5.1 化学除氧就是往水中投入还原剂使之与 O₂
作用，以达到除氧的目的。在工业锅炉系统中常用
的除氧药剂是亚硫酸钠，化学反应方程式如式(M.2):
2Na₂SO₃+O₂→2Na₂SO₄ … … … … … … … … … …(M.2)
M.5.2 每 除 1 gO₂ 需 8 g 无水亚硫酸钠或16 g 结晶状Na₂SO₃ ·7H2O 。
为保证除氧效果，需维持一
定的亚硫酸钠过剩量。 一般给水中保持亚硫酸根2 mg/L～7mg/L, 锅水中保持10
mg/L～30 mg/L。
M.5.3
化学除氧方式设备简单，操作方便，除氧效果好，但是对于含氧量较高的水，直接用药剂除氧，
药剂消耗量大，运行费用较高，而且增加水中的含盐量，因此只有小型的蒸汽锅炉(≤4
t/h)或热水锅炉
补给水除氧中才有采用。
M.6 海绵铁除氧的特点
M.6.1
海绵铁除氧是待除氧水通过含有海绵状铁物质的容器时，水中的氧气与铁发生化学反应。海
绵铁除氧反应方程式如式(M.3):
2Fe++2H₂O+O₂→2Fe(OH)₂ … … … … … … … … …(M.3)
M.6.2 由于除氧器中铁过量，水中的 Fe²+ 很难被氧化为 Fe³+。
海绵铁除氧器在除掉水中溶解氧的同
时 ，Fe²+ 将溶入水中。为避免 Fe²+
进入锅炉生成水垢与水渣，应采用钠离子交换的方式将其除去。
M.6.3
海绵铁除氧可对常温水进行除氧，装置简单，初投资低，运行费用也较低，在热水锅炉补给水除
氧中应用广泛。
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(资料性附录)
常用烟气余热回收方式及设备
N.1 不同换热装置的应用
锅炉排放烟气余热回收可采用换热器进行回收，对于冷凝后产生酸性冷凝液的烟气，宜采用间壁式
换热装置；对于冷凝后不产生酸性冷凝液的烟气，可以采用间壁式换热器或直接接触式换热器。
N.2 燃煤工业锅炉烟气余热回收系统设计基本要求
N.2.1
工业锅炉低温余热回收系统宜满足所需要的排烟温度，并能够处理烟气温度低于烟气露点时酸
凝结的问题。为防止低温腐蚀，
一般降低至80℃~90℃,同时因低温烟气换热温差低，换热效率不高，
需利用不同强化换热技术来提高换热效率，最大限度的降低烟气温度利用烟气余热。
N.2.2
根据烟气成分和温度，选择合适的设计结构和材料。换热系统采用分区强化换热原则与分级供
水控制壁温相结合的设计理念，可将低温回热器分为高温段和低温段，分段设计、分级給水。高温段换
热设备采用碳素钢制造，管型可为翅片管、螺纹管等以强化换热；低温段可采用
ND 钢光管，以防止
腐蚀。
N.3 燃煤工业锅炉烟气余热回收系统设计
N.3.1 间壁式换热器的选用与种类
燃煤工业锅炉余热回收系统一般是低温烟气加热部分锅炉給水，后将加热后的給水输送至除氧器，
烟气和水之间的换热器，宜使用间壁式换热器。间壁式换热器是冷，热两流体被一层固体壁面(管或板)
隔开，不相混合，通过间壁进行热交换。间壁式换热器有板式换热器、夹套式换热器、沉浸式蛇形管换热
器、喷淋式换热器、套管式换热器、管壳式换热器6大类。燃煤工业锅炉低温回热器一般使用蛇形管换
热器。
N.3.2 间壁式换热器的设计
N.3.2.1
结构设计宜采用分段设计、分级给水，烟气温度降低至80℃时压力损失宜在400
Pa 以内。
N.3.2.2
将燃煤锅炉低温回热器分为高温段和低温段，进行分段设计高温段换热设备采用碳素钢制
造，管型为翅片管或螺纹管强化换热；低温段采用ND 钢光管以防止低温腐蚀。
N.3.2.3
换热器采用分级供水方式精细调节工质流速或可以采用返回部分出口水灵活调节供水进口
温度，来控制壁面温度使之在酸露点之上，以防止低温腐蚀。由烟气推动力和烟气自然爬升高度的经济
性而言，低温换热器将排烟温度降低至80℃~90℃为宜。同时为保证低温换热器的经济实用性和可
行性，压力损失宜在400 Pa 以内。
N.3.2.4
应根据烟气特点选择顺流、逆流、混合流等不同的流动方式。顺流是热工质和冷工质的流动
方向相同，逆流是热工质和冷工质的流动方向相反，顺流和逆流兼有时为混合流。由传热公式
Q=
KA△Tm,△Tm
越大，传热量越大，顺流和逆流是两种极端情况，在相同的进出口温度下，逆流的△Tm
最大，顺流的最小，逆流布置时的换热最强，逆流布置时，压力损失也较大。
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N.3.2.5
管子的布置方式可以选择顺排、逆排或顺逆结合等型式。顺排是指在气流方向上管子顺序排
列，而逆排(逆排)是指气流方向上管子交逆排列。设计换热器时，当设计要求对阻力没有严格限制时，
应首选逆排方式排列，当阻力的要求较低时，应选取顺排或顺逆结合的方案。
N.3.2.6
管型根据烟气特性可以选择光管、螺纹管、翅片管等管材。螺纹管和翅片管是采取无源强化
的方式，强化换热效果，常用光管、螺纹管和翅片管来进行换热。翅片管能极大地扩展受热面积，但存在
阻力损失大的缺点，螺纹管具有良好的综合换热效果，阻力增加不大的优点。
N.3.2.7 管材可以选用碳素钢、ND
钢、玻璃管等材料。在烟气酸露点前端的高温段，可采用碳素钢钢
管，以节省成本，在烟气酸露点后端的低温段，可采用 ND
钢、玻璃管等管材，以防止低温腐蚀，提高低温
回热器的寿命。
N.3.2.8
余热回收设计计算基于热平衡方法。低温回热器是利用锅炉尾部的低温烟气余热，加热工质
的换热设备，属于低温烟气和工质之间的热交换，用低温烟气加热工质，以降低排烟温度，增加锅炉效
率。烟气和水之间的能量平衡，低温烟气的放热量等于工质的吸热量，烟气和工质的总换热量应按式
(N.1) 计算，烟气侧换热量应按式(N.2) 计算。
式 中 ：
Q—
m₁—
c₁—
to——
t₁—
式 中 ：
Q—
9g—
I -
—
Q=mrc;(t₀-t₁)
总换热量，单位为瓦(W);
工质流量，单位为千克每秒(kg/s);
工质比热，单位为焦每千克摄氏度[J/(kg · ℃)]
工质进口温度，单位为摄氏度(℃);
工质出口温度，单位为摄氏度(℃);
Q,=qg(I-I2)
烟气侧换热量，单位为瓦(W);
烟气流速，单位为标准立方米每秒(Nm³/s)
烟气进口比焓，单位为焦每标准立方米(J/Nm³);
烟气出口比焓，单位为焦每标准立方米(J/Nm³)。
… … … … … … … … … …(N. 1)
… …(N.2)
换热系数计算按式(N.3) 计算：
style="width:1.40011in;height:0.63316in" /> … … ……………… (N.3)
式 中 ：
K — 传热系数，单位为瓦每平方米摄氏度[W/(m² · ℃)];
Q — 总换热量，单位为瓦(W);
A —— 换热面积，单位为平方米(m²);
△Tm— 对数温差，单位为摄氏度(℃)。
N.3.2.9 以 Q 为总换热量 Q, 用 Q; 作 校 核
，
style="width:1.44007in;height:0.6666in" />5%时认为设计达到精度要求，Q。
Q—— 水侧吸热量，单位为瓦(W)。
N.3.3 控制压力损失的方法
N.3.3. 1 合理选择烟气流速和气流方向上的管排数。
N.3.3.2
低温回热器的压力损失与烟气流速和气流方向上的管排数成正比，为将其压力损失控制在
400 Pa 以内，需从烟气流速和气流方向上的管排数两方面上，综合控制。
N.3.3.3
烟气的流速决定了压力损失基数的大小，烟气流速越大，压力损失基数越大，低温换热器的压
GB/T 34912—2017
力损失就越大，应在满足换热要求的前提下，选择合适范围内的最小烟气流速，控制换热器的压力损失。
N.3.3.4
气流方向上的管排数越多，压力损失基数乘以管排数的值就越大即换热器的压力损失就越
大。所以设计时要合理选择横向排数，在满足一定换热面积的情况下，使纵向管排数即气流方向上的管
排数最少，以控制换热器压力损失的大小。
N.3.3.5
为确保低温回热器良好的换热效果，在进行低温回热器校核时，应将热偏差控制在5%以内。
为保证低温回热器的经济效益，其压力损失不宜太大，在进行低温回热器校核时，应将压力损失控制在
N.4 燃气锅炉烟气余热回收系统设计基本要求
冷凝法热回收：将燃气锅炉排烟冷却到其露点以下，且回收它所含水蒸气潜热的50%以上，也包其
大量显热的过程。冷凝法热回收可采用直接接触式和间壁式。
N.5 燃气锅炉烟气余热回收系统设计
N.5.1 间壁式冷凝法热回收
N.5.1.1
间壁式低温回热器中，低温烟气走管外，工质水走管内，二者通过换热管进行热交换，将排烟
温度降低到40℃,从而冷凝烟气中的水蒸气，回收烟气中水蒸气的显热和潜热。低温回热器中设置导
液口，及时将冷凝液排出。若冷凝液的腐蚀性较强，宜采用耐腐蚀材料，如 ND
钢、玻璃钢等来制作。
N.5.1.2
间壁式冷凝法热回收系统的排烟温度宜低于40℃。燃气锅炉的排烟中，以二氧化碳和水蒸
气为主，硫氧化物的含量低，低温腐蚀程度较低，可将排烟温度降低至40℃,以最大限度地回收低温余
热，降低排烟温度。
N.5.1.3
燃气锅炉冷凝式低温换热器的设计中，应降低低温回热器的压力损失，为增加低温余热回收
的可行性和经济性，所增加的阻力宜在原锅炉烟风系统的动力压头承受范围之内，无需另外提供动力
装置。
N.5.1.4 冷凝锅炉系统的烟气中氧含量应低于3.5%,以利烟气冷凝。
N.5.2 接触式冷凝法热回收
N.5.2.1
直接接触式热交换器是指在设备中工艺流体与冷却流体直接混合，既没有由隔壁所形成的热
阻，也不会由于因增加传热面积而导致布置隔壁的复杂性。燃气锅炉低温回热器采取直接接触式，冷、
热流体直接接触进行传热，避免了传热间壁热阻和两侧的污垢热阻。低温烟气和工质水相互混合，水直
接吸收烟气中的热量，具有较高的传热效率和传热效果。
N.5.2.2
排烟和冷却水的温度取决于设备结构形式与进口烟气温度与湿度，排烟一般冷却到38℃~
43℃这一温度范围。
N.5.2.3
被加热的水流流经第二级间壁式热交换器。推荐采用第二级热交换器是为了将与排气接触
的水(称为工作流体)从热分配系统的其余部分隔开，工作流体从排气中吸收少量的氮氧化物，而是
pH
值将接近于5。(增加二级热交换器避免弱酸性水直接流入锅炉)。
N.5.2.4
宜增加气液两相间的接触面积，达到好的传热传质效果。可采用一些能增大换热面积的填
料，使冷却液形成液柱状、雾状或膜状。
N.5.2.5
宜在冷凝部位采用较低温度的被加热水。温度越低，冷凝效果越好，效率越高。被加热水的
温度决定排烟温度。
GB/T 34912—2017
(资料性附录)
各种保温材料的性能与特点
0.1
设计采用的各种绝热材料的物理化学性能及数据应符合各自的产品标准规定。
0.2 各种保温材料的性能指标与特点见表0. 1。
0.3
当选用高出本表见使用温度的玻璃棉、岩棉、矿渣棉和含粘结剂的硅酸铝制品时，需有厂家提供国
家法定检测机构出具的合格的最高使用温度评估报告，其最高使用温度应高于工况使用温度至少
style="width:0.23342in;height:0.21334in" />
表0 . 1 保温材料的性能指标与特点
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名
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100 ℃)
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style="width:0.2266in;height:0.17999in" />
表 0 . 1
( 续 )
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表0 . 1 (续)
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style="width:0.22682in;height:0.20658in" />
style="width:0.21318in;height:0.19997in" />
表0 . 1 ( 续 )
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24 h)不大于4% |
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GB/T 34912—2017
(资料性附录)
蓄热式锅炉的特点
蓄热式锅炉的分类与特点见表P.1。
表 P.1 蓄热式锅炉特点
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GB/T 34912—2017
(规范性附录)
工业锅炉系统节能监测项目
Q.1 蒸汽锅炉节能监测项目监测内容及仪表功能见表 Q.1。
表 Q.1 蒸汽锅炉监测项目
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GB/T 34912—2017
表 Q.1 (续)
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Q.2 热水锅炉节能监测项目监测内容及仪表功能见表 Q.2。
表 Q.2 热水锅炉节能监测项目
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GB/T 34912—2017
表 Q.2 ( 续)
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Q.3 工业锅炉系统辅助设备节能监测项目见表 Q.3。
GB/T 34912—2017
表 Q.3 工业锅炉系统辅助设备节能监测项目
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GB/T 34912—2017
(资料性附录)
自动检测仪表的类型与特性
R.1 仪表选型
R.1.1 仪表类型
工业锅炉常用的热工检测仪表包括温度、压力、流量、液位等。
R.1.2 仪表选型原则
R.1.2.1 所选择的仪表。应力求先进，质量可靠，性能稳定，经济合理。
R.1.2.2
仪表的功能、材质、结构形式和安装方法应能满足运行要求，并方便操作和维护。
R.1.2.3
仪表的量程，应根据运行参数的实际要求显示范围或实际变化的范围确定。
R.1.2.4
仪表精度的选择，应根据不同的测量和控制对象确定。对于仅供操作和监视的参数，其显示
仪表的精度可为1.5级，对于需要进行经济核算的参数，其显示仪表的精度应为1级或高于1级。
R.2 温度测量仪表
R.2.1 温度仪表的分类见表 R.1。
R.2.2
温度测量仪表量程范围的选择。测量仪表最高使用指示值为仪表满量程的90%。测温元件的
显示仪其指示值为满量程的20%～90%。
表 R.1 温度仪表的分类
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GB/T 34912—2017
R.3 压力测量仪表
R.3.1 压力测量仪表的分类及主要特点见表 R.2。
R.3.2
压力表量程的选择。选择弹性式压力表测量压力时应根据实际使用压力进行选择。在测量平
稳压力时，最大工作压力不应超过量程的2/3;测量脉动压力，最大工作压力不应超过量程的1/2。为了
保证测量准确度，最小工作压力不应低于量程的1/3。
R.3.3
弹性式压力表外形的选择。盘装仪表选用轴向有边、径向有边或矩形压力表。盘装圆形压力表
的表面直径一般采用φ150 mm。 现场指示压力表的表面直径一般采用φ100 mm。
在照明条件差、安 装位置高、示值看不清的场合，应采用表面直径为φ200 mm
或 2 5 0 mm 的压力表(例如锅炉锅筒蒸汽
压力表)。
表 R.2 压力测量仪表的分类及主要特点
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R.4 流量测量仪表
R.4.1 流量测量仪表的分类及主要特点见表 R.3。
R.4.2
锅炉系统常用的流量检测仪表。工业锅炉系统中需要进行流量检测的有蒸汽流量计、给水流
量、送风量、燃气量、热量。
GB/T 34912—2017
表 R.3 流量测量仪表的分类及主要特点
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3 . 差压式导管易汽化的
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2 .对标准节流装置不必个别标定
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GB/T 34912—2017
R.5 液位测量仪表
R.5.1 液位测量仪表的分类见表 R.4。
R.5.2
锅炉系统常用液位测量仪表。锅炉系统需要进行液位测量的有锅炉锅筒水位、除氧器水箱水
位、软水箱水位、給水箱水位、凝结水箱水位、补水箱水位。
表 R.4 液位测量仪表的分类
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更多内容 可以 GB-T 34912-2017 工业锅炉系统节能设计指南. 进一步学习