DL／T 5603-2021标准规范下载简介：

内容预览由机器从pdf转换为word，准确率92%以上，供参考

DL／T 5603-2021 太阳能热发电厂汽轮发电机组及其辅助系统设计规范.pdf

汽轮机从开始冲转、暖机、升速、并网、带负荷至额定功率所需 要的时间，

3.0.1汽轮发电机组容量应根据电力系统规划、太阳能资源、场 地条件等确定。在外部条件允许的情况下，宜选择较大容量机组 3.0.2汽轮发电机组容量宜按50MW、100MW、135MW、150MW 和200MW等级系列选择。 3.0.3汽轮发电机组及其辅助系统设计应能满足机组频繁启停 及低负荷运行的要求。 3.0.4汽轮发电机组及其辅助系统宜采用单元制。 3.0.5汽轮发电机组及其辅助系统设计寿命不应小于太阳能热

及低负荷运行的要求。 3.0.4汽轮发电机组及其辅助系统宜采用单元制。 3.0.5汽轮发电机组及其辅助系统设计寿命不应小于太阳能热 发电厂的设计寿命

4.1汽轮机选型及参数选择

YD/T 2979-2015 高压输电系统对通信设施危险影响防护技术要求4.1.4主蒸汽温度和压力的选择应符合下列规定

1·主蒸汽额定温度应根据吸热器或集热场出口传热流体温 度、传热流体管道温降、过热器端差等因素优化确定；熔融盐作为 传热流体时，过热器出口主蒸汽温度宜低于吸热器出口熔融盐额 定工作温度10℃～20℃；导热油作为传热流体时，过热器出口主 蒸汽温度宜低于集热场导热油出口温度6℃～10℃； 2主蒸汽额定压力应根据汽轮机效率和主蒸汽温度优化 确定； 3对于熔融盐作为传热流体的机组，低负荷工况主蒸汽定压 运行的压力应高于熔融盐析晶点温度加30℃对应的水蒸气饱和 压力。

4.1.5汽轮机再热蒸汽进口温度宜与主蒸汽温度相同。再热热

汽压力应根据汽轮机结构和热力系统优化确定。汽轮机高压缸扌 汽湿度大于5%时，宜在高压缸排汽管道上设置汽水分离装置

4.1.6额定工况末级高压加热器出口处的给水温度应根据对

轮机效率、回盐或回油温度和蒸汽发生系统换热器的影响优化 ·4

定。对于熔融盐作为传热流体的机组不宜超过熔融盐析晶点温度 十10℃，对于导热油作为传热流体的机组宜为235℃～255℃。

十10℃，对于导热油作为传热流体的机组宜为2 4.1.7一次再热式汽轮机宜采用双缸结构。 4.1.8汽轮机可采用径向排汽或轴向排汽等结构。 4.1.9容量为50MW的汽轮机宜采用双转速汽轮机，容量为 100MW及以上的汽轮机宜采用额定转速汽轮机。 4.1.10汽轮机的配汽方式应根据运行模式和特性以及提高汽轮 机各种运行工况经济性的要求优化选择，宜采用全周进汽。

4.1.8汽轮机可采用径向排汽或轴向排汽等结构。

4.2.1发电机及其励磁系统除符合本规范要求外，还应符合现行 国家标准《隐极同步发电机技术要求》GB/T7064、《旋转电机定 额和性能》GB/T755、《同步电机励磁系统定义》GB/T7409.1、 《同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求》 GB/T7409.3和《中小型同步电机励磁系统基本技术要求》GB 10585的有关规定。

4.2.2发电机的额定电压应符合现行国家标准《标准电压》GB

4.2.4发电机组的非正常运行能力应满足现行国家标准《大中型

4.2.6标准额定功率因数宜取0.80或0.85，发电机应满足电

系统进相运行的要求，

4.2.7发电机在寿命期内的允许启停次数应与汽轮机相匹配。

发电机在寿命期内的允许启停次数应与汽轮机相匹配。

4.3.1汽轮机的工况定义应符合下列规定： 1 电网调度要求及发电厂运行模式； 2 机组在主要运行工况下保持高效率； 3 汽轮机在特定工况下能够达到额定的发电能力； 4主机、辅机设备的投资。 4.3.2当要求机组在夏季达到额定功率时，汽轮机的工况宜符合 下列规定： 1额定功率工况：在额定主蒸汽流量和参数、再热蒸汽参数 以及额定背压，规定的补水率条件下；扣除非同轴励磁、润滑及密 封油泵等的功耗；在发电机额定功率因数、额定氢压（氢冷发电 机）、额定冷却水温下；发电机端在寿命期内保证输出连续额定功 率的工况。该工况对应的功率为铭牌功率。 注：额定背压应根据设计气温进行冷端参数优化确定。对于全周进汽的 汽轮机，额定主蒸汽压力为铭牌中所标识的压力，在运行中当主蒸汽流量超 过额定流量时，汽轮机进汽压力会超过额定进汽压力。 ：2热耗率验收工况：除补水率为0外，在其他条件与额定功 率工况相同时，发电机端输出额定功率的工况。在该工况下考核 机组热耗率。 3夏季满发工况：在夏季背压及规定的补水率条件下，主蒸 汽和再热蒸汽温度为额定温度；喷嘴调节的汽轮机主蒸汽压力为 额定压力，全周进汽的汽轮机应提高主蒸汽进口压力；扣除非同轴 励磁、润滑及密封油泵等的功耗；在额定功率因数、额定氢压（氢冷 发电机）、夏季冷却水温下；发电机端输出功率的工况。 4最大运行负荷工况：在夏季满发工况的主蒸汽流量和参 数、再热蒸汽参数以及额定背压，规定的补水率条件下；扣除非同

轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗；在额定功率因数、额定氢压（氢 冷发电机）、额定冷却水温下；发电机端在寿命期内保证输出连续 功率的工况。该工况对应的功率应作为发电机的最大连续功率。 5最大计算容量工况：在汽轮机主蒸汽进汽量为最大运行负 荷工况进汽量的1.02倍～1.03.倍，对于全周进汽的主蒸汽压力 相应提高，其余条件与额定功率工况定义相同时，发电机端输出功 率的工况

相应提高，其余条件与额定功率工况定义相同时，发电机端输出功 率的工况。 4.3.3当不要求机组在夏季达到额定功率时，汽轮机的工况应符 合下列规定：： 1额定功率工况应符合本规范第4.3.2条第1款的规定。 2.热耗率验收工况应符合本规范第4.3.2条第2款的规定 3夏季工况：在额定主蒸汽流量和参数、再热蒸汽参数以及 夏季背压，规定的补水率条件下；扣除非同轴励磁、润滑及密封油 泵等的功耗；在发电机额定功率因数、额定氢压（氢冷发电机）、夏 季冷却水温下；发电机端输出功率的工况。 4最大计算容量工况：在汽轮机主蒸汽进汽量为额定功率工 况进汽量的1.02倍～1.03倍，对于全周进汽的主蒸汽压力相应 提高，其余条件与额定功率工况定义相同时，发电机端输出功率的 工况。 4.3.4槽式导热油太阳能热发电机组宜采用本规范第4.3.2条 的工况定义。

4.3.4槽式导热油太阳能热发电机组宜采用本规范第4.3.2条

4.4.1汽轮机启动分类应根据汽轮机金属温度判断，并符合现行 国家标准《固定式发电用汽轮机规范》GB/T5578的规定。启动 分类次数应根据太阳能资源、储热时间以及电网要求综合确定。 汽轮机零部件在寿命期内应能满足规定的启动工况要求，总的寿 命消耗不应超过75%。

4.4.2汽轮机允许的负荷变化率宜符合下列规定

5.1.1主蒸汽管道设计压力及设计温度取用应符合下

1设计压力应取用最大计算容量工况时蒸汽发生系统过热 器出口的工作压力。 2设计温度应取用下列两项的较小值： 1)额定功率工况蒸汽发生系统过热器出口蒸汽工作温度加 上在低负荷时最大温度偏差值，当制造厂未提供温度偏 差值时，可取10℃； 2）过热器人口传热流体最高工作温度。 5.1.2主蒸汽系统的压降及温降应符合下列规定： 1蒸汽发生系统过热器出口至汽轮机进口的压降不宜大于 汽轮机额定功率工况进汽压力的4%； 2额定功率工况蒸汽发生系统过热器出口至汽轮机进口的 温降，采用熔融盐作为传热流体时，宜取3℃；采用导热油作为传 热流体时，宜取4℃。 5.1.3主蒸汽管道流速应根据管道价格和系统阻力对于机组电 耗的影响优化确定。额定功率工况时主蒸汽管道流速范围宜为 35m/s~45m/s。 5.1.4主蒸汽系统管道疏水设计应符合下列规定： 1主蒸汽管道的疏水应符合国家现行标准《电广动力管道设

1蒸汽发生系统过热器出口至汽轮机进口的压降不宜大于 汽轮机额定功率工况进汽压力的4%； 2额定功率工况蒸汽发生系统过热器出口至汽轮机进口的 温降，采用熔融盐作为传热流体时，宜取3℃；采用导热油作为传 热流体时，宜取4℃。 5.1.3主蒸汽管道流速应根据管道价格和系统阻力对于机组电 耗的影响优化确定。额定功率工况时主蒸汽管道流速范围宜为 35m/s~45m/s。

热流体时，宜取4℃。 5.1.3主蒸汽管道流速应根据管道价格和系统阻力对于机组电 耗的影响优化确定。额定功率工况时主蒸汽管道流速范围宜为 35m/s~45m/s。

1主蒸汽管道的疏水应符合国家现行标准《电厂动力管道设 计规范》GB50764和《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》 DL/T834的有关规定。 2启动和运行过程中应对疏水进行检测，可采用测量管道上 下壁温或测量蒸汽过热度等方式。

5.1.5每日启停的机组应在靠近主汽阀前的主蒸汽管道上设置 暖管系统

5.1.5每日启停的机组应在靠近主汽阀前的主蒸汽管道上设置

5.2.1再热蒸汽管道的设计压力及设计温度取用应符合下列 规定： 1设计压力应取用最大计算容量工况对应汽轮机高压缸排 汽压力的1.15倍。 2高温再热蒸汽管道设计温度应取用下列两项最小值： 1）额定功率工况蒸汽发生系统再热器出口蒸汽工作温度加 上在低负荷时最大温度偏差值，当制造广未提供温度偏 差值时，可取8℃； 2）再热器人口传热流体最高工作温度。 3低温再热蒸汽管道设计温度应取用最大计算容量工况下 对应汽轮机高压缸排汽参数等求取在管道设计压力下的相应温 度。如汽轮机广有特殊要求时，该设计温度应取用可能出现的最 高工作温度。 5.2.2再热蒸汽系统的压降及温降应符合下列规定： 1塔式电站和槽式电站的再热蒸汽系统的总压降以及低温 再热蒸汽管道、再热器系统、高温再热蒸汽管道的压降应分别符合 现行国家标准《塔式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51307和 《槽式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51396的有关规定； 2额定功率工况蒸汽发生系统再热器出口至汽轮机进口的 温降宜取2℃。 5.2.3再热蒸汽管道流速应根据管道价格和系统阻力对于汽 轮机热耗的影响优化确定。额定功率工况时高温再热蒸汽管道 流速范围宜为40m/s~50m/s，低温再热蒸汽管道流速范围宜为 25m/s~35m/s。

5.2.1再热蒸汽管道的设计压力及设计温度取用应符合下多

规定： 1设计压力应取用最大计算容量工况对应汽轮机高压缸排 汽压力的1.15倍。 2高温再热蒸汽管道设计温度应取用下列两项最小值： 1）额定功率工况蒸汽发生系统再热器出口蒸汽工作温度加 上在低负荷时最大温度偏差值，当制造广未提供温度偏 差值时，可取8℃； 2）再热器人口传热流体最高工作温度。 3低温再热蒸汽管道设计温度应取用最大计算容量工况下 对应汽轮机高压缸排汽参数等炳求取在管道设计压力下的相应温 度。如汽轮机广有特殊要求时，该设计温度应取用可能出现的最 高工作温度。

1塔式电站和槽式电站的再热蒸汽系统的总压降以及低温 再热蒸汽管道、再热器系统、高温再热蒸汽管道的压降应分别符合 现行国家标准《塔式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51307和 《槽式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51396的有关规定； 2额定功率工况蒸汽发生系统再热器出口至汽轮机进口的 温降宜取2℃。 5.2.3再热蒸汽管道流速应根据管道价格和系统阻力对于汽 轮机热耗的影响优化确定。额定功率工况时高温再热蒸汽管道 流速范围宜为40m/s50m/s，低温再热蒸汽管道流速范围宜为 25m/s~35m/s。

2额定功率工况蒸汽发生系统再热器出口至汽轮机进口的

5.2.4再热蒸汽系统管道疏水设计应符合下列规

1再热蒸汽管道的疏水应符合国家现行标准《电厂动力管道 设计规范》GB50764和《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》 DL/T834的有关规定； 2高温再热蒸汽管道在启动和运行过程应对疏水进行检测 可采用测量管道上下壁温或测量蒸汽过热度等方式； 3导热油作为传热流体机组的低温再热蒸汽管道，应根据蒸 汽湿度情况设置汽水分离装置，经汽水分离后的蒸汽应满足再热 器进汽的湿度要求，经分离后的水应回收至除氧器。，. 5.2.5每日启停的机组应在靠近再热汽阀前的高温再热蒸汽管 道上设置暖管系统，

5.3.1汽轮机旁路功能应满足汽轮机、蒸汽发生系统和集热场的 特性以及电网对机组运行方式的要求。 5.3.2汽轮机旁路宜设置跟踪主蒸汽运行压力的功能，当运行压 力超过设定值时开启旁路阀

5.3.2汽轮机旁路宜设置跟踪主蒸汽运行压力的功能，当运行压 力超过设定值时开启旁路阀。 5.3.3启动旁路容量应能满足机组启动和空冷换热器防冻要求 并结合蒸汽发生系统运行模式和汽轮机启动特性确定。 5.3.4槽式太阳能光热发电站的汽轮机旁路可按100%容量 配置。

5.3.3启动旁路容量应能满足机组启动和空冷换热器防冻要求，

5.3.3启动旁路容量应能满足机组启动和空冷换热器防冻要求

5.3.4槽式太阳能光热发电站的汽轮机旁路可按100%容量

5.4.1回热抽汽系统除应符合本规范相关规定外，还应符合国家 现行标准《电厂动力管道设计规范》GB50764和《火力发电厂汽轮 机防进水和冷蒸汽导则》DL/T834的有关规定

5.4.2汽轮机回热级数应根据热力系统参数和汽轮机本体结构

5.4.2汽轮机回热级数应根据热力系统参数和汽轮机本体结构

5.4.4至低压加热器、除氧器以及设置有外置式蒸汽冷却器的抽

汽管道压降不宜高于额定功率工况时汽轮机抽汽口处压力的 5%，高压加热器抽汽管道压降不宜高于额定功率工况时汽轮机抽 汽口处压力的3%

5.4.5高压加热器宜设置蒸汽冷却段。当加热蒸汽过热度低

20℃时，高压加热器可不设置蒸汽冷却段；当加热蒸汽过热度大 50℃时，低压加热器宜设置蒸汽冷却段

6.1.1高压给水和低压给水管道的设计温度和设计压力选取应

6.1.1高压给水和低压给水管道的设计温度和设计压力选 符合现行国家标准《电厂动力管道设计规范》GB50764的 规定。

6.1.2正常运行的给水泵出口总流量应满足机组的最大给水消

6.1.3机组宜配置2台给水泵，单台容量为最大给水消耗量的

6.1.4正常运行及备用给水泵应采用电动调速给水泵，100MW

1按汽轮机最大计算容量工况时的给水消耗量计算，从除氧 器水箱出口至汽轮机主蒸汽进口阀门之间管道的介质流动阻力， 并应另加水介质流动阻力的20%裕量和蒸汽介质流动阻力的 10%裕量； 2按汽轮机最大计算容量工况时的给水消耗量计算，从除氧 器水箱出口至汽轮机进口之间的设备本体阻力； 3汽轮机最大计算容量工况时，蒸汽发生系统正常水位与除 氧器水箱正常水位间的水柱静压差； 4汽轮机最大计算容量工况时汽轮机主汽阀前蒸汽压力； 5汽轮机最大计算容量工况时除氧器工作压力，取负值

6.1.7当设置前置泵时，前置泵与给水泵扬程之和应大于计算总 扬程。 6.1.8给水再循环阀门的选择应满足频繁启动的要求，采用连续 调节形式。

6.1.9高压加热器宜为单列100%容量卧式管壳式加热器。

体为导热油时，高压加热器可设置给水大旁路。

为设计工况，并留有10%的面积裕量。 6.1.12除氧器宜采用内置式，除氧器出力不应小于最大给水 耗量。

停机用汽以及停机后启动的要求确定，50MW及以上机组宜取 10min~15min的最大给水消耗量，50MW以下机组不宜小于 20min的最大给水消耗量。

6.2.1凝结水管道的设计温度和设计压力选取应符合现行国家 标准《电厂动力管道设计规范》GB50764的有关规定。 6.2.2正常运行的凝结水泵出口总流量应满足输送最大凝结水 量的要求，最大凝结水量应为下列各项之和的110%。

6.2.1凝结水管道的设计温度和设计压力选取应符合现行国

1汽轮机最天计算容量工况时的凝汽量； 2 进入凝汽系统的经常疏水量； 3 进入凝汽系统的正常补水给水量。 6.2.3机组宜配置2台凝结水泵，单台容量应为最大凝结水量的 100%,凝结水泵宜采用调速泵。

1按汽轮机最大计算容量工况时的凝结水量计算，从凝汽系 统热井到除氧器凝结水入口之间管道，包括凝结水喷雾头的介质

流动阻力，并应另加20%裕量； 2按汽轮机最大计算容量工况时的凝结水量计算，凝结水系 统设备本体阻力； 3除氧器凝结水入口与凝汽系统热井最低水位间的水柱静 压差； 4除氧器最大工作压力； 5凝汽系统的最高真空。 6.2.5低压加热器宜为单列100%容量卧式管壳式加热器。 6.2.6低压加热器换热面积计算宜以汽轮机最大计算容量工况 为设计工况，并留有10%的面积裕量。 6.2.7直接空冷凝结水箱有效容积可按表6.2.7的规定选取，凝 结水箱有效容积为汽平衡管道接口最低处与凝结水管道接口最高 处之间的范围。排汽装置热井正常水位与低低液位之间的贮存量 不宜低于最大运行负荷工况下5min的汽轮机凝结水量。

6.2.7直接空冷凝结水箱有效容积可按表6.2.7的规定选取，凝

6.2.7直接空冷凝结水箱有效容积可按表6.2.7的规

结水箱有效容积为汽平衡管道接口最低处与凝结水管道接口最高 处之间的范围。排汽装置热井正常水位与低低液位之间的贮存量 不宜低于最大运行负荷工况下5min的汽轮机凝结水量。

.7推荐的直接空冷凝结水箱有效容积

7.1.1辅助蒸汽系统应满足机组启动、停机和正常运行时有关 加热和保护用汽要求。

JHH 7.1.2当外部条件满足时宜设置辅助锅炉，辅助锅炉宜采用以燃 油或天然气为燃料的整装锅炉，也可采用电锅炉。 7.1.3辅助锅炉的容量应满足机组启动、调试时热力系统所需的 蒸汽量，可不考虑施工用汽量。对于槽式熔融盐作为传热流体的 机组，还应满足在启动、高加事故切除和低负荷工况下防止熔融盐 凝结的要求。

7.1.2当外部条件满足时宜设置辅助锅炉，辅助锅炉宜采用以

蒸汽量，可不考虑施工用汽量。对于槽式熔融盐作为传热流体的 机组，还应满足在启动、高加事故切除和低负荷工况下防止熔融盐 凝结的要求。

蒸汽发生器汽包、过热器入口蒸汽、低温再热蒸汽

蒸汽发生器汽包、过热器人口蒸汽、低温再热蒸汽。

7.2加热器疏放水系统

7.2.1加热器疏水宜采用逐级自流方式。当机组低负荷运行，低 压加热器之间压力差不能满足疏水顺畅流动时，可设置低压加热 器疏水泵或低阻力疏水装置

器疏水泵或低阻力疏水装置， 7.2.2低压加热器疏水泵宜配置2台，单台容量为100%。疏水 泵的容量取最大计算容量工况时接入该泵的低压加热器疏水量， 并应另加10%裕量。

7.2.2低压加热器疏水泵宜配置2台，单台容量为100%。疏

1按汽轮机最大凝结水量对应工况时的凝结水量计算，从低 压加热器疏水出口到除氧器凝结水人口之间管道，包括凝结水喷 雾头的介质流动阻力，并应另加20%裕量； 2按汽轮机最大凝结水量对应工况时的凝结水量计算的系

统设备本体阻力； 3除氧器凝结水入口与低压加热器最低水位间的静压差 4除氧器最大工作压力； 5最大凝结水量对应工况下低压加热器内的真空，如为正 力时，应取负值

7.3主机冷却及抽真空系统

7.3.1主机冷却系统的设计除应符合本规范要求外，还应符合国 家现行标准《大中型火力发电厂设计规范》GB50660和《火力发电 厂水工设计规范》DL/T5339的有关规定。 7.3.2·主机冷却系统的选择应根据水源条件、气象条件和规划容 量确定。当水源条件充许时，宜采用直流冷却系统；当水源条件受 限制时，可采用循环供水系统或空冷系统。 7.3.3主机冷却宜采用单元制供水系统。 7.3.4空冷系统的形式应根据当地气象条件、冷却设施占地、噪 声限制要求、防冻性能等因素确定。 7.3.5主机循环供水系统或空冷系统宜采用机械通风形式。 7.3.6空冷系统设计时应留有裕量，在夏季工况下背压裕量不宜 小于2kPa。 7.3.7抽真空系统设备宜配置2台水环式真空泵，每台真空泵的容 量应满足真空系统正常运行抽于空气量100%的需要。当2台水环式

7.3.7抽真空系统设备宜配置2台水环式真空泵,每台真空泵

量应满足真空系统正常运行抽干空气量100%的需要。当2台水环式 真空泵投入运行时，应能满足机组启动时建立真空度的时间要求

7.3.8当夏季真空泵冷却水温度较高时，也可按1台射汽抽

和1台水环式真空泵配置，射汽抽气器和水环式真空泵容量均应 满足正常运行抽干空气量100%的需要。当机组启动时有足够的 辅助蒸汽，也可设置2台射汽抽气器

7.4.1辅机冷却水系统设计除应符合本规范要求外，还

4.1辅机冷却水系统设计除应符合本规范要求外，还应符合国

家现行标准《塔式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51307、《槽 式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51396及《火力发电厂水工 设计规范》DL/T5339的有关规定。 7.4.2根据水源条件，辅机冷却水系统可采用湿式冷却系统、空 冷系统或干湿联合冷却系统。空冷系统在必要时可设置喷雾 装置。

7.4.2根据水源条件，铺机 冷系统或干湿联合冷却系统。空冷系统在必要时可设置喷雾 装置。 7.4.3辅机冷却水管道如有防冻要求，可采用热水伴热、电伴热 以及冷却液防冻等措施，

7.4.3辅机冷却水管道如有防冻要求，可采用热水伴热、电伴热 以及冷却液防冻等措施，

7.5汽轮发电机组本体辅助系统

7.5.1轴封系统及设备的配置应符合下列规定

1轴封系统应符合国家现行标准《电厂动力管道设计规范》 GB50764及《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T·834 的有关规定； 2轴封系统应满足正常运行及夜间机组启停机的要求； 3轴封系统应满足不同负荷时，主蒸汽、低温再热蒸汽或辅 助蒸汽向轴封供汽的调节要求； 4轴封系统在机组达到一定负荷时宜能自密封。 7.5.2，汽轮机本体疏水应符合国家现行标准《电厂动力管道设计 规范》GB50764及《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T 834的有关规定

1汽轮机发电机润滑油系统应符合现行行业标准《发电厂油 气管道设计规程》DL/T5204的有关规定； 2当汽轮机发电机组设置齿轮箱时，齿轮箱润滑油宜与汽轮 机润滑油采用相同的油源； 3汽轮机控制油宜采用抗燃油作为介质。

7.5.4当发电机采用空气冷却系统时，宜采用封闭式循环通风

8.0.1主厂房布置除应符合本规范要求外，还应符合现行国家标 准《大中型火力发电厂设计规范》GB50660和《小型火力发电广设 计规范》GB50049的有关规定。 8.0.2主厂房内的汽水管道布置设计应符合现行行业标准《火力 发电厂汽水管道设计规范》DL/T5054的有关规定，润滑油管道、 天然气管道、压缩空气管道、氢气管道、氧气管道、氮气管道、二氧 化碳管道和抽真空管道布置设计应符合现行行业标准《发电厂油 气管道设计规程》DL/T5204的有关规定。 8.0.3主厂房布置应根据汽轮发电机组及其辅助设备的特点和 工艺流程，并结合集热、储热及换热系统的布置要求确定。 8.0.4主厂房宜独立设置除氧间。 8.0.5汽轮机可采用高位或低位布置。当汽轮机低位布置时，汽 轮机布置高度应满足本体疏水、润滑油回油等要求。 8.0.6当汽轮机低位布置时，汽轮机疏水扩容器、主油箱宜布置 在0m；直接空冷汽轮机凝结水箱可低于0m布置。 8.0.7当采用双转速汽轮发电机组时，发电机布置在高转速和常 规转速汽轮机之间应考发电机侧向整体移出的空间。 8.0.8当设置低压加热器疏水泵时，加热器的布置应满足疏水泵 必需汽蚀余量的要求。 8.0.9汽轮机安装检修场地设置应符合下列规定： 1汽机房检修场地面积宜满足汽机发电机组在汽机房内检 修的要求； 2汽机房宜设置1个零米检修场，满足大件吊装及汽轮机翻 缸的需要。

1汽机房检修场地面积宜满足汽机发电机组在汽机房内检 修的要求； 2汽机房宜设置1个零米检修场，满足大件吊装及汽轮机翻 缸的需要。

8.0.10汽机房内应设置1台桥式起重机，起重量应根据起吊最 重件选择。 8.0.11除氧层应设置起吊孔，并设置起吊设施

9.1，1仪表与控制的设计除应符合本规范要求外，还应符合现行 国家标准《塔式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51307和《槽 式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51396的有关规定。 9.1.2汽轮发电机组及其辅助系统的监视与控制应纳入电厂分 散控制系统集中监控

国家标准《塔式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51307和《槽 式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51396的有关规定。 9.1.2汽轮发电机组及其辅助系统的监视与控制应纳人电厂分 散控制系统集中监控。 9.1.3汽轮发电机组及其辅助系统的检测项目应符合现行行业 标准《火力发电广热工检测及仪表设计规程》DL/T5512的有关 规定。 9.1.4汽轮发电机组及其辅助系统的报警设置应包括下列内容： 汽轮机缸壁温度报警； 2 汽轮发电机组轴承温度高、轴振动大、轴向位移大、胀差大 报警； 3. 汽轮机润滑油泵故障、EH油（抗燃油）泵敌障、油压低 报警； 4 电动给水泵、凝结水泵、循环水泵的运行电流低报警； 5 凝汽器/排汽装置热井液位、除氧器液位、除氧器压力高低 报警。 棕准《水五发电上厂热工保拍

9.1.3汽轮发电机组及其辅助系统的检测项目应符合现行行业

1汽轮机缸壁温度报警； 2汽轮发电机组轴承温度高、轴振动大、轴向位移大、胀差大 报警； 3. 汽轮机润滑油泵故障、EH油（抗燃油）泵故障、油压低 报警； 4 电动给水泵、凝结水泵、循环水泵的运行电流低报警： 5 凝汽器/排汽装置热井液位、除氧器液位、除氧器压力高低 报警。

系统设计技术规定》DL/T5428的规定外，当出现下列情况之一 时，还应实现汽轮机紧急跳闸保护： 1储热系统和集热系统同时故障停止运行； 2无储热时集热系统故障停止运行； 3储热系统释热发电时，储热系统故障停止运行、集热系统

不能投运时； 4．所有蒸汽发生系统故障停止运行。 9.1.6汽轮发电机组及其辅助系统的模拟量控制和顺序控制应 符合现行行业标准《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》DL/ T5175的有关规定。

符合现行行业标准《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》DL T5175的有关规定。

力发电厂仪表与控制就地设备安装、管路、电缆设计规程》DL/T 5182及《电力建设施工技术规范第4部分：热工仪表及控制装 置》DL 5190.4的有关规定。

9.2.1汽轮发电机组电气系统的设计除应符合本规范要求外，还 应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB50660、 《塔式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51307和《槽式太阳能 光热发电站设计标准》GB/T51396的有关规定。 9.2.2辅助系统的电气设计应符合现行行业标准《火力发电厂厂 用电设计技术规程》DL/T5153的有关规定。 9.2.3发电机、变压器以及高、低压厂用电源等电气设备和元件 的继电保护设计应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置 技术规程》GB/T14285的有关规定。 9.2.4发电机与主变压器宜采用单元接线，发电机与变压器之间 宜设置出口断路器。 9.2.5主变压器宜布置在汽机房外，发电机与变压器之间宜采用

1汽轮发电机组的辅助设备电源宜从就近电气系统引接，电 压等级的选择宜与全厂辅助系统电压一致。

2交流保安电源的设置应满足汽轮发电机组及其辅助系统 的需求。 9.2.8发电机保护测量用电流互感器应满足保护、计量及测量 要求。

9.2.9发电机组电气设备的监测及控制应符合下列规定

1机组电气设备的控制、测量及信号宜采用计算机监控方 式，可与热工控制系统统一考虑； 2当采用计算机进行控制时，应在控制室设置独立的发电机 紧急跳闸、灭磁开关跳闸的后备操作设备； 3每台机组宜设置一套微机自动准同步装置，宜设同步闭锁 回路； 4在线监测装置可根据现行国家标准《隐极同步发电机技术 要求》GB/T7064的规定及系统运行的需要进行配置。 9.2.10电气配电室布置在主厂房时，层高宜与主厂房统一考虑， 并能满足连接母线及电气设备的安装、检修等需求；电气配电室单 独布置时，可设置电气控制楼。 9.2.11过电压保护和接地应符合现行国家标准《交流电气装置 的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064和《.交流电气装 置的接地设计规范》GB/T50065的规定。 9.2.12电缆选择与敷设应符合下列要求： 1汽轮发电机组及其辅助系统电缆的选择与敷设，应符合现 行国家标准《电力工程电缆设计标准》GB50217的规定； 2集中敷设于沟道、桥架中的电缆宜选用阻燃C级及以上 电缆，敷设于高温位置的电缆应采用耐高温电缆。

9.2.11过电压保护和接地应符合现行国家标准《交流电气装置

9.2.12电缆选择与敷设应符合下列要求：

1汽轮发电机组及其辅助系统电缆的选择与敷设，应符合现 行国家标准《电力工程电缆设计标准》GB50217的规定； 2集中敷设于沟道、桥架中的电缆宜选用阻燃C级及以上 电缆，敷设于高温位置的电缆应采用耐高温电缆。

9.3供暖通风与空气调节

SH/T 1782-2015 工业用异戊二烯纯度和烃类杂质含量的测定 气相色谱法9.3.1供暖通风与空气调节室外空气计算参数的选用应符合理 行国家标准《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB5001 的有关规定。

式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51307、《槽式太阳能光热发 电站设计标准》GB/T51396、《发电厂供暖通风与空气调节设计规 范》DL/T5035和《发电广蒸发冷却通风空调系统设计规程》DL T5515的有关规定。 9.3.3设置集中供暖的汽机房宜采用热水供暖，热水回水温度不 宜大于70℃，供回水温差宜为25℃～40℃。 9.3.4集中供暖系统的热源应保证供暖系统稳定可靠的运行，有 条件时可采用多种能源互补的热源。 9.3.5汽机房应设置全面通风，通风方式应符合下列规定： 1 间接空冷机组或湿冷机组宜采用自然通风： 2直接空冷机组宜采用自然进风、机械排风； 3风沙多发地区宜采用机械送风、自然排风或机械排风，进 风应过滤。 9.3.6寒冷和严寒地区的汽机房通风系统应符合下列规定： 1通风设备具有高气密性，冬季处于关闭状态时，应满足机 组停运时汽机房的防冻要求： 2通风系统的运行与关闭应能灵活控制。 9.3.7集中控制室和电子设备间空调系统的设计应符合现行行 业标准《发电厂供暖通风与空气调节设计规范》DL/T5035的有

1 间接空冷机组或湿冷机组宜采用自然通风； 2直接空冷机组宜采用自然进风、机械排风； 3风沙多发地区宜采用机械送风、自然排风或机械排风，选 风应过滤。

网企 组停运时汽机房的防冻要求： 2通风系统的运行与关闭应能灵活控制。 9.3.7集中控制室和电子设备间空调系统的设计应符合现行行 业标准《发电厂供暖通风与空气调节设计规范》DL/T5035的有 关规定。

9.3.8电气设备间降温通风系统的冷源应根据所在地区的条件

9.3.8电气设备间降温通风系统的冷源应根据所在地区的条件

JB/T 11361-2013 空心桨叶干燥机9.4.1主厂房的消防设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规 范》GB50016、《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974、《塔 式太阳能光热发电站设计标准》GB/T51307和《槽式太阳能光热 发电站设计标准》GB/T51396的有关规定。