DLT 5174-2020 燃气—蒸汽联合循环电厂设计规范【现行正式版】

ICS 27.100

P 60

备案号：J223-2020

中华人民共和国电力行业标准

DL/T 5174 — 2020

代替 DL/T 5174 — 2003

燃气-蒸汽联合循环电厂设计规范

Code for design of combined-cycle power plant

2020-10-23 发布

2021-02-01 实施

因家能源局发布

中华人民共和国电力行业标准

燃气-蒸汽联合循环电厂设计规范

Code for design of combined-cycie power plant

DL/T 5174—2020

代替 DL/T 5174—2003

主编部门：电力规划设计总院批准部门：国家能源局施行日期，2 0 2 1年2月1日

中国计划出版社

2020 北京

国家能源局公告

2020年第5号

国家能源局批准《水电工程生态流量实时监测系统技术规范》等 502 项能源行业标准（附件 1） ,（Series Parameters for Horizontal Hydraulic Hoist（Cylinder）＞⅜ 35项能源行业标推英文版（附件2）,现予以发布.

附件：L行业标准目录

2.行业标准英文版目录

国家能源局

2020年10月23日

附件1:

行业标准目录

序号	标准编号	标推名称	代替标准	采标号	出版机构	批推日期	实施日期

343	DL/T S174-2020	燃气一奥汽联合循环电厂设计规范	DL/T 5174-2003		中国计划出版社	20207 0-23	20210201

前言

根据《国家能源局关于下达2014年第一批能源领域行业标准制（修）订计划的通知》（国能科技〔2014]298号）的要求，标准编制组经广泛调查研究,认真总结我国近年来燃气-蒸汽联合循环电厂工程实践经验,并在广泛征求意见的基础上，对《燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定》DL/T 5174-2003进行了修订.

本标准的主要技术内容有：总则，术语.基本规定，厂址选择，总体规划及总平面布置，机组选型，主厂房区域布置，燃料供应设备及系统,燃气轮机设备及系统.余热锅炉及系统，汽轮机设备及系统,水处理系统，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，供暖、通风和空气调节，环境保护与水土保持，消防、职业安全与职业卫生等.

本次修订的主要技术内容是：

1.调整了本标准的适用范围。根据燃机技术的发展及工程应用状况，本标准机组容量适用范围扩大为新建、扩建燃气轮机额定出力为25MW~5OOMW级的筒单循环、联合循环纯凝发电和热电联产机组:明确燃料适用范围为天然气、低热值合成气和燃油，燃油包括原油、重油和轻油.

2.增加了术语、机组选型章节.

3.增加了供热燃机电厂厂址选择特点，天然气调压站（含带增压机的调压站）、放空管、火炬等与厂外建（构）筑物的防火间距的规定，燃机电厂厂址技术指标及厂区技术指标的规定，控制室设置位置的规定.机组工况定义.机组参数选择及匹配的规定，燃用低热值合成气的燃机选型技术要求.余热锅炉烟气脱硝系统的设计规定，联合循环电厂热电联产机组汽轮机选型及技术要求.爆炸

危险气体区域划分要求及相美仪器设备设置的规定，燃机电厂的设计耗水指标要求，水土保持相关规定及噪声控制措施等.

4.鉴于现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火标准》 GB 50229中已包含燃机电厂的消防规定，删减了消防部分的内容。

5.调整和修订了厂外原油与天然气集输管道的敷设、主厂房布置、天然气系统设计及安全防护、燃气轮机设备及系统、余热锅炉及系统、汽轮机设备及系统、主要设备保护项目等规定.

本标准自实施之日起，替代《燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定》DL/T 5174—2003.

本标准由国家能源局负责管理，由电力规划设计总院提出.由能源行业发电设计标准化技术委员会负责日常管理，由中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司负责具体技术内容的解释.执行过程中如有意见或建议，请寄送电力规划设计标准化管理中心（地址：北京市西城区安德路65号.邮政编码J00120, Email ：bz_zhongxin@eppei. com） ₀

本标准主编单位：中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司

本标准参编单位：中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司

中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司

中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司

本标准主要起草人员：朱志明陈旭明倪超	王红岩
许振宇付焕兴范勇刚	段丽平
余琳汪元姣魏鹏冲	王华
杭莉莉郑培钢廖内平	王振宇
徐飙诸白蒙徐钧	曹丽红

庄发成

本标准主要审查人员：赵敏贾成李文凯姜梅王宁陈实杨建祥李慢忆王向东

黄佑验刘利唐海锋

丁雁湘戴宏进梁文军

任德刚唐燕萍花立存汪少勇

• 3 ♦

1 总则 ...................................................................《1）

2 术语 ............................................................ （ 2》

3 基本规定 .............................................................（ 3 ）

4厂址选择.......................................................（4 ）

5总体规划及总平面布置 ............................................ < 5 ）

5.1 总体规划............................................*......... （ 5 ）

5.2 总平面布置 ............................................... < 6 ）

6 机组选型...............................................……•…（22）

6. 1 主机选型 ................................ （22）

6.2工况定义 .............. -.........（23）

6.3 机组参数选择及匹配..........................................（24 ）

6.4机组设计性能指标计算..............................⅛.......... （26）

7 主厂房区域布置 ....................................... （27）

7.1 一般规定-.........................................…….…（27 ）

7.2燃气轮机及其辅助设备布置 .................................（27）

7.3余热锅炉及其辅助设备布置 ..............................-（28）

7.4 汽轮机布置 ................................... （28）

7.5 控制室布置 .............. …….......... （29 ）

7.6维护检修..............................................-....... （29）

8燃料供应设备及系统 ....................................— （31）

8.1燃油系统及设备................".........................，......・........（31 ）

8.2天然气系统及设备.................... （34 ）

8.3中低热值合成气系统及设备 ........... （38）

9燃气轮机设备及系统 ...................................……（39）

10 余热锅炉及系统...................................... - ( 41 )

10.l余热锅炉设备 .......... (41>

10.2 烟气系统……............................................(41 >

10.3 给水系统....................................................(41 )

10∙4 排污、排汽和硫水系统… .................................. ( 42 >

10.5 姻气脱硝系统 .........................................(43 )

11汽轮机设备及系统 ..........................................(44)

12 水处理系统 ......... - (46 >

12. 1 除盐水制备 .................... *........................ (46 )

12.2 凝结水精处理 .............................................. (48 )

12.3热力系统的化学加药和水汽取样 ................ (49)

12.4 冷却水处理...................... (52)

12.5 热网补给水及生产回水处理 ................. (53)

12.6 废水处理................................................ ( 54 )

13 仪表与控制 ......................... (55)

13.1 —般规定....................................................(55 )

13.2自动化水平...................................................( 55 )

13.3 控制方式及控制室 ..........................................(56)

13.4 检测与仪表 ................................................. ( 56 )

13∙5 机组保护....................... -........................ ( 57 )

13.6开关量控制及联锁 .................... (59)

13.7 模拟量控制 ............................................................. ( 61 )

13.8 报警........................................................(62 )

13.9 控制系统......................................................(63 )

13.10仪表导管、电缆及就地设备布置 ............. (64)

14 电气设备及系统..........................................................(65)

14.1发电机与主变压器 ..........................................(65)

14.2 电气主接线................................................... ( 66 )

14.3 厂用电系统 .......*........................................... ( 66 )

14.4燃气轮机启动电源.............................. (68)

14.5直流及交流不间断电源系统 .................................(68)

14.6电气监控及元件维电保护....................................(69)

14.7电缆选择与敷设............... ¢70)

14.8 其他电气设施 ....... (70)

15 水工设施及系统............... (72)

15.1 水源和水务管理 ....................................................... ( 72 )

15.2湿冷系统和空冷系统................. (74)

15.3取水构筑物和水泵房............................. (75)

15.4管道和沟渠............. (76)

15.5 冷却设施........*...... (76 )

16辅助及附属设施 ................................................(78)

17建筑与结构 ...................................................... (80)

17.1 -般规定 .............：...................*........... (80)

17.2 建筑设计...................................................... (80 )

17.3 结构设计 ....................................................- ( 82 )

17.4 构筑物设计...................................................(84 )

17.5 水工建(构)筑物设计.............. (85)

18 供暖、通风和空气调节 .....................................-(87)

18.1 一般规定 ....................... -........ < 87)

18.2燃气轮机厂房.汽机房和余热钢炉房 ........................(88)

18.3燃油系统、燃气系统各建筑物........................... (90>

19环境保护与水土保持 ............ ……............. (92)

19.1 一般规定..........................................................(92 )

19.2 大气污染防治 ................................................(92)

19.3 废水处理......................................................(93 )

19.4 噪声防治..................................................(93 )

19.5环境保护监测及管理.................. (93)

19. 6 水土保持...................................................... ( 94 )

20消防、职业安全与职业卫生 ........ (95>

附录A 机组设计性能指标的计算方法 ........................(96)

本标准用词说明......................................................(101)

引用标准名录...................................................... (102)

附：条文说明.........................................................(107)

• 4 •

Contents

1 General provisons ...........................................C 1 )

2 Terms .........................................-................《2 )

3 Basic requirements ............................................. ( 3 )

4 Selection of plant site .......................................... ( 4 )

5 Overall planning and general layout ........................ ( 5 )

5. 1 Overall planning .............. -..... ( 5 )

5・ 2 General layout .........................................(6 )

6 Unit configuration ............................................ ( 22 )

6. ɪ Main machine WeIeCMOn .......................................(22 )

6.2 Condition definition ......*................................... ( 23 >

6. 3 Unit parameter selection and matching........................ ( 24 )

6・ 4 Unit performance calculation … ......... *...... ( 26 )

7 Main building arrangement ................................. ( 27 )

7. 1 General requirements ......................................... ( 27 )

7. 2 GaS turbine and auxiliary equipments arrangement ......... ( 27 )

7. 3 HRSG and auxiliary equipments arrangement ............... ( 28 )

7. 4 Steam turbine arrangement ......*............................. ( 28 )

7. 5 Control room arrangement ......*............................ ( 29 )

7. 6 Maintenance and repair facilities .............................. < 29 )

8 Equipment and system of fuel oil forwarding ............ ( 31 )

8. I Fuel oil system and equipment .............................. ( 31 )

8. 2 Natural ga§ system and equipment ................. (34 )

8. 3 I-ow calorific vaiue synthetic gas system and equipment ......... ( 38 )

9 Gas turbine equipment and SyStem ........................ ( 39 )

• 5 ∙

10 HRSG equipment and system .............................. ( 41 )

10. 1 HRSG equipment ...........*................................. ( 41 )

10. 2 Fuel gas system ............................................. ( 41 )

10.3 Feedwater system............................................. ( 41 )

10. 4 Blowdown exhaust and drain system ........................ ( 42 )

10. 5 Flue gas denitration system ................................. ( 43 )

11 Steam turbine equipment and system ..................... ( 44 )

12 Water treatment system .................................... (46 )

12. 1 Demineralized water treatment .............................. ( 46 )

12. 2 Condensate polishing for steam turbine ..................... ( 48 )

12. 3 Chemical dosing and water-steam sampling for thermal system................................................ ( 49 )

12. 4 Cooling water treatment .................................... ( 52 )

】2. 5 Heating network makeup water and industrial return water treatment ............................................. ( 53 )

12. 6 Waste water treatment ....................................... ( 54 )

13 Instrumentation and control................................. C 55 )

13. 1 General requirements ....................................... ( 55 )

13. 2 Thermal automation level ................................... (55 )

13. 3 Control mode and control room .............................. ( 56 )

13. 4 Thermal measurement .......................................( 56 )

13. 5 Thermal protection ......................................... ( 57 )

13. 6 Thermal on-off control and interlock ........................ ( 59 )

13. 7 Thermal modulating control ................................. ( 61 )

13* 8 Thermal alarming ........ (62)

13. 9 Control system .....................................*.......... ( 63 )

13. 10 Instrument tube* cable and arrangement of local equipment ..............................................(64 )

14 Electrical equipment and system ........................... ( 65 )

• 6 ∙

14. 1 Generator and main transformer ......... ∙∙∙ ............... ( 65 )

14. 2 Main electrical connection ..............................*..... ( 66 )

14. 3 AC auxiliary power system ................................. ( 66 )

14. 4 Gas turbine startup power source .................(68 )

14. 5 DC system and AC uninterruptible power supply ......... ( 68 )

14. 6 Electrical monitoring and control and relay protection ...... ( 69 )

14. 7 Cable selection and cable routing ........................... ( 70 )

14. 8 Other electrical facilities ................................ (70 )

15 Hydraulic facilities and systems .................-......... ( 72 )

15.1 Water source and water management ♦…………………♦• ( 72 )

15.2 Wet cooling system and air cooling system ..... *∙∙ ∙*∙ ∙∙∙ ∙∙∙ ( 74 )

15. 3 Water intake Structton and pump house ..................... ( 75 )

15. 4 Piping and culvert ............................................. (76)

15.5 C∞ling facilities ........................... (76)

16 Auxiliary and ancillary facilities ........................... ( 78 )

17 Buildings and structures ...................................( 80 )

17. ɪ General requirements ......*................................ ( 80 )

17. 2 Architectural design .......................................... ( 80 >

17. 3 Structure design ................ (82)

17.4 Special structure design ............................... (84 )

17. 5 Hydraulic structure design ......................... (85 )

18 Heating, ventilation and air conditioning ............... ( 87 )

18.1 General requirements .......................................(87 )

18. 2 GaS turbine building, steam turbine building and HRSG building................................................ ( 88 )

18. 3 Fuel oil and fuel gas system building ∙*∙ ∙∙∙ ......... ∙∙* ∙*∙ ( 90 )

19 Environmental protection and water and Soil conservation ............................................. (92 )

19. 1 General requirements ....................................... ( 92 )

19. 2 Prevention and control of atmospheric pollution ........* ***《92 )

19. 3 Waste water discharge treatment ......................... (93 )

19. 4 Noise prevention and control .................*.........♦・・♦•・(93 )

19* 5 Environmental protection monitoring and management ......... ( 93 )

19.6 Water and soil conservation ................*................ ( 94 )

20 Fire fighting and occupational safety and health ...... ( 95 )

Appendix A Calculation method for unit

performance ....................................... ( 96 )

Explanation of wording in this standard ........ (101)

List of quoted standards ............................*............. (102)

AdditionsExplanation of provisions ........................... < 107)

• 8 ∙

1总则

x.o.i为了规范燃气-蒸汽联合循环电厂的设计,做到安全可靠、技术先进、经济适用，制定本标准。

1.0.2本标准适用于新建、扩建燃气轮机额定出力为25MW~ 500MW级的简单循环、联合循环纯凝发电和热电联产机组的电厂设计,燃料为天然气、中低热值合成气和燃油,燃油包括原油、重油和轻油"

1.0.3燃气-蒸汽联合循环电厂的设计除应符合本标准的规定外，尚应符合国家现行有关标准的规定.

* 1 •

2术语

2. 0.1 燃机电厂 gas turbine power plant

燃气轮机电厂通常分简单循环燃气轮机电厂和燃气-蒸汽联合循环电厂两类,统一称为"燃机电厂工

2. 0. 2 调压站 regulator station

燃气供气系统中用于气体减压或增压、稳压、计量、清洁、加热等功能的相关设施和集中区域，包括该集中区域内的建筑物和构筑物、设备、仪表、管道及附件等。

2. 0.3 —拖一 one plus one

1台燃气轮机配置1台余热锅炉，所产蒸汽进入1台汽轮机做功的机组配置方式。

2. 0. 4 多拖一 multi units plus one

2台及以上数量燃气轮机配置同样数Ift的余热锅炉，所产蒸汽进入1台汽轮机做功的机组配置方式。

2. 0. 5 中低热值合成气 medium and IOW heat value syngas

燃料主要成分为CO和H?,低位热值低于15.O7MJ/N∏?的合成气。

3基本规定

3. 0.1燃机电厂在电网中的作用应根据电网规划和燃料资源等情况确定.

3.0.2燃机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。

3.0.3对于成套进口设备和利用引进技术生产主要设备的工程，除采用国际通用标准和供货方所在国的标准外.还应满足本标准规定的技术要求.

3. 0.4燃机电厂根据资金落实情况和地区电网负荷需要，可先建成筒单循环，再建成联合循环.

3. 0.5燃机电厂热电联产机组选型和系统设置应符合热电联产的有关规定.

3. 0.6燃机电厂的抗震设计应贯彻预防为主的方针，对于按规定需要设防的燃机电厂.应按照抗震设计有关标准、规范的要求，采取有效的抗震和减震措施。

3. 0.7在确保安全运行和技术经济合理的前提下，燃机电厂的公用设施在有条件时宜借助邻近的社会能力.

3. 0.8爆炸危险气体区域划分应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058及《爆炸性环境第14部分：场所分类爆炸性气体环境》GB 3836. 14的有关规定。

3. 0. 9信息系统的设计应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660等的有关规定.

• 3 •

4厂址选择

4. 0.1燃机电厂的厂址选择应符合区域城镇规划、开发区规划和土地利用规划的要求，并根据电力规划、天然气管网规划、其他燃料供应条件、水源供应、相邻工矿企业关系、供热规划、自然条件、交通运输、军事设施、矿产资源、文物保护、环境保护等因素综合考虑.

4.0.2厂址选择宜利用非可耕地和劣地，减少土石方工程量.

4.0.3严禁将厂址选在发震断裂地带及地震基本烈度为IX度以上的地震区，且应避开地质灾害易发区，当确实无法避升时，应根据地质灾害危险性评估的结论采取相应的防范措施。

4.0.4厂址选择宜避开空气经常受悬浮固体颗粒物严重污染的地区。

4.0.5厂址选择应落实燃料和大件设备的运输条件。选择天然气作为燃料的燃机电厂厂址，应根据天然气管网规划及天然气输气站的布局，使输气管道距离短、连接方便.

4.0.6厂址选择应考虑出线条件，并应按燃机电厂预期规模要求规划足够的出线走廊。

4.0.7厂址选择应考虑电厂噪声对周边环境的影响。

4.0.8燃机电厂建设周期短、初投资低、占地少，在节水、环保、发电效率及负荷调峰等方面具有优越性，可以靠近电负荷中心或城镇建设.供热燃机电厂选择厂址时，宜靠近热负荷中心.

• 4 •

5总体规划及总平面布置

s. ɪ总体规划

5.1. 1燃机电厂的总体规划应根据当地城乡或工业区规划及规划容量对厂区、施工区、水域岸线、厂外供排水管廊、出线走廊、燃料运输、交通运输、供热管网、防洪排涝等进行统筹规划.

5-1.2燃机电厂的总体规划必须节约、集约用地，应按规划容量确定厂区用地范围，按工程建设需要分期分批征用.

5-1.3燃机电厂总体规划应符合环境保护的要求.

5.1.4燃机电厂的厂外供排水设施规划应根据规划容量、水源、地形、地质及环境保护等方面要求，统一规划，分期实施，并与邻近企业岸线规划相协调。

5.1.5燃机电厂的出线走廊宽度应按规划容量统一规划，并与厂区总体规划相协调.

5.1.6燃机电厂燃料的厂外运输方式应因地制宜,经技术经济综合比较，合理选择管道、公路、水路或铁路运输方式.

5.1.7应根据燃油管道、天然气管网规划及天然气输气站的布局，合理规划燃机电厂专用燃油、天然气管廊，管廊的布置应符合城镇规划.

5.1.8厂外燃油、天然气管敷设应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定.

5. 1.9以水路为主运输燃油的燃机电厂，油品码头的规划应符合现行行业标准《海港总体设计规范》JTS 165和《河港总体设计规范》JTS 166的有关规定.

5.1.10以铁路为主运输燃油的燃机电厂,铁路专用线及站场设计应符合现行国家标准《IlkIV级铁路设计规范:⅛GB 50012的有关规定。

5.1.11燃机电厂厂外道路应按现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22中的三级或四级公路标准建设，各项主要技术指标可按表5.1.1ι执行。主要进厂道路应按三级厂矿道路标准建设,厂区至厂外取排水设施、码头之间的维护检修道路可按四级厂矿道路标准建设，在交通量小或困难路段，也可按辅助道路标准建设. 厂外道路路面宜采用水泥混凝土或沥青混凝土.

« 5. 1.11广外道路主要技术指标

厂外道路等级	三級		四级	辅助道路
计算行车速度Ckm/h）	40	30	20	15
路面宽度（m）	7. 0	6.5	6.0	3.5
路基宽度（m）	8.5	7.5	7.0	4.5
极限最小圆曲线半径Cm）	60	30	15	15
一般最小颯曲线半径（m）	100	65	30	—
不设超高的最小圆曲线半径（m）	600	350	150	—
停车视跑（m）	40	30	20	15
会车視距（m）	80	60	40	—
最大纵⅛K%）	7	8	g	9

5.2总平面布置

5. 2.1燃机电厂的厂区规划应根据规划容量、本期的建设规模及机组配置形式统一规划.

5.2.2燃机电厂宜以主厂房区为中心，以工艺流程合理为原则，充分利用自然地形、地质条件，因地制宜地进行厂区规划。

5. 2.3厂区规划中应考虑消防、防振及防噪声要求。在满足生产工艺要求的前提下，宜使防振要求高的建筑物与振动源保持一定的距离。

5.2.4燃机电厂运行过程中易燃或有爆炸危险的建（构）筑物宜布置在厂区边缘地带，与厂内、外建（构）筑物的距离应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定.

5.2.5燃机电厂厂区规划应符合下列规定:

1主厂房区宜布置在厂区的适中位置，配电装置宜京近燃气轮机（房）、汽机（房）或联合循环发电机组厂房布置；当采用直流供水时，汽机（房）宜靠近水源；主厂房区宜布置在土质均匀、地基承载力较高的地段，

2天然气调压站、燃油处理室、储油罐区、制（供）氢站及液氨区应与其他建筑分开布置,应远离有明火或散发火花的地点；

3天然气调压站宜布置在靠近燃机或余热锅炉側的厂区边缘地带,宜靠近厂外天然气管道进厂方向，宜露天或半露天布置:当采用室内布置时,其泄压部位应避免面对人员集中场所和主要交通道路；

4燃机电厂厂区至少应设两个出人口.

5.2.6燃气轮机（房）、联合循环发电机组（房八余热锅炉（房）、天然气调压站、燃油处理室在生产过程中的火灾危险性及其最低耐火等级应按表5. 2. 6执行.其他各建（构）筑物在生产过程中的火灾危险性及最低耐火等级应符合现行行业标准《火力发电厂总图运输设计规范》DL/T 5032的有关规定.

表5.2.6建（构）筑物在生产过程中的火灾危险性及最低耐火等级

序号	建（构）筑物名称		生产过程中的火灾危险性	最低用火等级
]	燃气轮机（房）		丁	二
2	联合循环发电机组（房）		T	二
3	余热綱炉（房）		T	二
4	天然气调压站			二
5	燃油处理室	甲B类油	甲	二
		乙类油	乙	二
		丙类油	丙	二

5.2.7燃气轮机（房）或联合循环发电机组（房）、余热锅炉（房）、天然气调压站、燃油处理室与其他建（构）筑物之间的最小间距应符合表5.2. 7的规定，其他各建（构）筑物之间的最小间距应符合现行行业标准《火力发电厂总图运输设计规范2L/T 5032的有关规定。

«5. 2.7建（构）筑物之间的■小间距（m）

序号	建筑物名称			燃气轮机《房）或联合循环发电机组（房八余热構炉（房）	天然气调压站	燃油处理室
						VB> 乙类油	丙类油
1	乙、丙，丁. 戊类建筑耐火等级	札多层	一二级	】0	12	12	10
			三级	12	14	14	12
		高层	一、二级	13	15	15	13
2	燃气轮机（房）或联合循环发电机里（房八余热斜炉（房）			—	30	30	10
3	天然气调压站			30	—	12	12
4	燃油处理室	甲B、乙类油		30	12	—	12
		丙类油		10	12	12	—
5	屋外配电装置			10	25	25	15
6	主变压器或屋外厂用变压器油量Κ（"台）	5≤V≤10		10（注D	25	25	12
		∣O<V≤5O					15
		V>50					20
7	自然通风冷却塔（注2）			20	20	20	20
8	机械通风冷却塔（注2）			25	25	25	25
9	卸煤装置或露天储煤场			15.储存阳煤时25			15
10	制（供）氢站			12	12	12	12
11	储氢罐总容根V7∏√）	v≤ισoo		12	12	12	12
		1000<V≤ 10000		】5	15	15	15
12	甲B、乙类佈油"疆区总容■ V《m"	V≤50		12	25	12	10
		50<V≤200		15		12	10
		200<V≤1000		20		12	10
		1000<V≤5000		25	30	15	11

• 8 •

续我5.X7

序号	建筑物名殊					燃气轮机（房）或联合循环发电机组（房）、余热斜炉（房）	天然气调压站	燃油处理室
								甲B. 乙类油	丙类油
13	丙类储油罐 ■区总容量V （m¹）		V≤25O			12	15	9	7.5
			250<V≤l000			15	20	9	7.5
			1000<V≤5000			20	25	】1	9
14	液氨罐总	V≤50		^≡ 容积V Cm³)	V≤20	24	30	30	24
		50<V ≤200			V≤50	27	34	34	27
	容积V (m³)	200<V ≤500			V≤ 100	30	38	38	30
		500<V ≤1000			v≤ 200	34	42	42	34
15	行政生活服务建筑（単、多层）			一、二级		10	25	25	20
				三級		12
16	铁路中心线			厂外		有出口时5〜6, 无出口时3	30	30	15
				厂内			20	20	】2
17	厂外道路（f⅛边）					无出口时1.5. 有出口不通行汽车时3,通行车辆时6〜9	15	15	15
18	厂内道豁（路边）			主要			10	10	8
				次要			5	5	5
19	围墙					5	5	5	5

注J在燃气轮机（房）.联合循环发电机组（房）、集中控制楼.屋内配电装置楼及网控楼的般外布置油浸变压器时，其最小间距不应小于IOm.当变压器外轮廓投影范圍外侧各3m内的上述建筑物外墙为防火墙•且上述防火墙上无门、窗.洞口和通风孔时，其间距可小于5m,在上述防火墙上设有甲级防

• 9・

火门.变压器髙度以上设有防火窗时.其间距不应小于Sm.

2除应满足表中数值外.同时还应满足：湿式冷却塔进风口側与其他建（梅）筑物的净跑不应小于2倍冷却塔进风口而度，间接空冷培与其他建（梅＞暁物的间距应符合现行行业标准＜火力发电厂间接空冷系统设计經范）DL/T 5545的有关观定，当冷却塔与其周围设施的最小间距不横足上述要求时. 可通过模型试験需定其间距.

3褒中的储油曜指地上立式固定项储罩.总容最国过5。OOm，的储油罩区与箕他建（构）筑物的防火间跄应符分现行国家林？St石油晖设计St范）GB 50074的有关SI定，甲A类易燃瓶体设施的防火间Bi应符合现行国家标准（石油化工企业设it防火孫准）GB 50160的有关规定.

4歧小间距的汁算方法应按现行行业标准＜火力发电厂总图运输设计现范） DL/T 5032的有关规定执行.

5.2.8储油罐区与建（构）筑物、交通线等的防火间距及储油罐区内的布置应符合现行国家标准《石油库设计规范》GB 50074的有关规定.

5.2.9厂内道路设计应符合现行国家标准《厂矿道路设计规范》 GBJ 22的有关规定，并应符合下列规定：

1厂内各建筑物之间应根据生产、消防、生活和检修的需要设置行车道路；

2主厂房区、配电装置区、液氨区、制（供）氢站、储油罐区、天然气调压站及燃油处理室周围宜设环行消防车道.如设环行道路确有困难时.其四周仍应有尽端式消防车道，并设置回车道或回车场；回车场的面积不应小于12mX 12m；供大型消防车使用时，不应小于18mX18mj

3厂区主要出入口处主干道行车部分路面宽宜为6m〜7m; 主厂房区周围的环行道路路面宽宜为6m;次要道路路面宽宜为 4m,困难情况下可采用3. 5m,但作为消防车道时，路面宽不应小于4m）

4厂内道路宜采用城市型，路面宜采用水泥混凝土或沥青路面.

S. 2. 10厂内道路主要技术指标宜按表5. 2. 10执行.

• 10 •

« 5. 2.10厂内道路主要技术指标衰

项目		数费
路面宽度 (m)	主干道	6〜7
	次干道一	6
	支道	3. 5 〜4
		(注6)
	人行道	1—2
最小转弯半径(m)	受场地限制时	6
	________行--: 4t〜8t赚辆汽车________	9
	行驶載4 Iot〜15t单辆汽车	12
	行驶浦堂4t~8［单辆汽车推带一辆2i~3t挂车	12
	行驶載敢］5t〜25l平板挂车	15
	行驶载l⅜4Qt〜60t平板挂车	)8
最大纵坡 (%)	主干道	6
	次干道	8
	支道.引遭	9
计算行车速度 (km/h)	主干道	20
	次干道	20
	支道	15
最小计算视距 (m)	__________会车视跑__________	40(30)
	停车韻艷	20(15)
	________交叉口停车视甑________	20

注£】主干道为厂区主要人口通往主厂房区或办公楼的主要道路.

2次干道为主厂房区四周环行道路及连接各生产区的道路.

3支道为车辆和行人都较少的道路以及消防道路等.

4引道为车间出入口与主、次干道或支道相连接的道路.

5人行道为仪供人行的道路.

6车间引道宽度应与车间大门宽度相适应•车行引道的转弯半径不宜小于6m.

7场地困嫌时，次干IfilR大期坡可増加1%,主干道、支道、引道可増加2%•但在海拨200Om以上地区或在寒冷、冰冻、积雪地区不应大于8% I运輸易燃易爆物品的专用道路.其最大纵坡不应大于6%.

8最小计算視能括号内的数值用于支路.

• 11 •

5. 2.11厂区周边围墙除有装饰性要求并有其他安全措施外，宜为非燃烧体实体围墙，高度不宜低于2. 2m。厂内有关生产小区的围墙或围栅设置宜符合下列规定：

1屋外配电装置区、氨水区周围设置l∙8m高的围栅；变压器场地、天然气前置模块四周设置1.5m高的围栅；当上述区域位于厂外或同厂区周边围墙合并时，按厂区周边围墙标准设置；

2天然气调压站周围设置1.8m高的非燃烧体实体围墙或围栅，当天燃气调压站位于厂外或同厂区周边围墙合并时，设置 2. 2m高非燃烧体实体围墙:

3燃油设施区周围设置l∙8m高的非燃烧体实体围墙；制（供）氢站周围设置2. 5m高的非燃烧体实体围墙；液氨区周围设置2. 2m高的非燃烧体实体围墙；当上述区域位于厂外或同厂区周边围墙合并时，设置2. 5m高非燃烧体实体围墙.

5.2. 12天然气调压站、储油罐区与天然气前置模块区域内宜采用现浇混凝土地坪.余热構炉区域宜采用现浇混凝土或混凝土预制块地坪.其他各生产区域的地坪设计应符合现行行业标准《火力发电厂总图运输设计规范》DL/T 5032的有关规定。

5.2.13厂区竖向布置应符合现行行业标准《火力发电厂总图运输设计规范》DL/T 5032的有关规定.应根据电厂规划容量所对应的防护等级采用相应的防洪标准.

S.2. 14厂区竖向布置还应符合下列规定：

1应根据工艺流程要求，满足生产使用方便，并结合厂区地形地质、水文气象、交通运输、土石方量、地基处理及边坡支护等因素合理确定厂区地坪标高；

2厂区防洪标准和防洪措施应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《小型火力发电厂设计规范》GB 50049的有关的定1

♦]2 •

3厂区场地排水方式可采用暗管、明沟或地面自然渗排等方式:厂区宜采用暗管排水系统.

5. 2. 15管线综合布置应从整体出发，结合规划容址、总平面布置、竖向布置及绿化设计统一规划，使管线与建（构）筑物之间在平面和竖向上相互协调。

5. 2.16当燃机电厂分期建设时，本期管线宜集中布置，并按规划容量留有足够的管线走廊.主要管线的布置不应影响电厂扩建。

S.2. 17管线布置可采用直埋、淘（隧）道及架空三种敷设方式，应根据自然条件、管内介质、管径、运行维护及施工等因素，经技术经济比较后确定敷设方式,并应符合下列规定：

1凡有条件集中架空布置的管线宜采用综合管架敷设.

2天然气管、氢气管及氨气管宜架空敷设，当与其他管道共架敷设时，宜布置在管架上层；若架空有困难，可埋地，但不应地沟敷设.

3燃油管、热力管及压缩空气管宜架空敷设，若架空有困难，可采用埋地或地沟敷设.

4酸、碱管可采用架空或地沟敷设；当与其他管道共架敷设时，宜布置在管架下层。

5电缆宜采用架空敷设，也可采用直埋、沟（隧）道、排管方式敷设:地下水位较高、水质受海水影响地段，不宜采用排管和直埋方式敷设:当电缆与其他管道共架敷设时.不宜平行敷设在热力管道的上方.

6生产、生活、消防给水管和雨水、污水排水管等宜直埋敷设；生产、生活给水管可架空敷设，但在严寒地区应采取防冻保温措施.

7具有可燃性、爆炸危险性及有毒介质的管线，不应穿越或跨越与其无关的建（构）筑物.不得利用与其无关的建（构）筑物做支撑式敷设.

8电缆沟（隧）道应在进人建筑物处或在适当的地段设置防火隔断，防火隔断上的电缆孔洞应采用电缆防火封堵材料密封;在电缆沟（隧）道中,严禁有可燃气、油管道穿越。

9当燃油管采用沟道敷设时，管沟与油泵房、储油罐、防火堤、主厂房等建（构）筑物的结合处应设有防止火灾蔓延的密闭隔离墙.

10穿越铁路、道路的可燃或易燃易爆管道应加套管，套管应满足承压强度要求；套管管顶至铁路轨底的垂直净距不应小于l∙2m,且两端应伸出铁路路堤坡脚线外至少2. 0m；应伸出城市型道路路面、公路型道路路肩或路堤坡脚线外至少l∙Om; 当铁路或道路的路边有排水沟时，应伸出排水沟沟边以外至少 1. Om_o

11架空管线与道路、铁路交叉时,应符合下列规定：

I）架空管线跨越厂区道路时应保持5. Om的净空.困难地段在确保安全通行的前提下可适当减小.但不得小于 4. 5m；对人行道应保持2.5m的净空；有大件运输要求的道路或在检修期间有大型起吊设施通过时.应根据需要确定:

2）架空管线在跨越铁路时，管线应保持离轨顶面5.5m的净空，当为可燃或易燃易爆管道时，应保持6m的净空；当跨越电气化铁路时，管线与铁路轨面应保持6.6m的净空.

12在考虑导线的最大弧垂情况下，架空输电线路跨越架空可燃或易燃易爆管道时的最小垂直净距应符合TlOkV为4m, 22OkV 为 5m.330kV 为 6m, 500kV 为 7. 5m. 750kV 为 9.5m, IOOOkV 为 18m。

5.2. 18厂区地下管线之间的最小水平净距宜符合表5.2. 18-1 的规定.厂区地下管线与建（构）筑物之间的最小水平净距宜符合表5. 2.18-2的规定。

• 14 •

» 5. 2. 18-1厂区地下管綺之间的最小水平净距（m）

名称、幾格		排水一直径:mm）			熱力管（沟）	天然气管	压缩空气竹	氢气管. 氮气管	电力电缆		通信电缆				油管（沟）	酸、 * 氯管（沟）
名称、幾格		生产废水管与雨水忤 <800, 污水管 V300	生产废水管与雨水管 800-1500, 污水管 400〜600	生产废水管与雨水管 >1500, 污水管 >600	熱力管（沟）	天然气管	压缩空气竹	氢气管. 氮气管	直埋电缆	电纯沟（排管）	直埋电■		电缆沟（棒管）		油管（沟）	酸、 * 氯管（沟）
给水管 <mm>	<75	0.7	0.8	LO	0.8	1.5	0*8	0.8	LO	0.8	0	5	0	5	1.0	1. 0
	75 〜150	0.8	1.0	1.2	1.0	1.5	】.0	LO	1.0	1,0	0	5	0	5	1,0	1	0
	2OO~4OO	LO	1.2	1.5	1.2	1.5	L 2	1.2	】.0	1.2	I	0	1	0	LO	1	0
	>400	1.0(1* 2)	1. 2(1.5)	1.5(2.0)	1.5	L 5	1.5	1.5	1.0	1,5	1	2	1	2	1.0	1	0
热力管（沟）		1.0	1.2	1*5	—	2.0 (注8)	LO	1.5	2.0	Lo	2	0	0	6	1.0	1	0
天然包管		2.0	2.0	2,0	2.0	—	1.5	1.5	】，5	1.5	J	5	1	5	L 5	1	5
压堪空气管		0.8	1.0	】，2	],0	1.5	—	1,5	LO	LO	0	8	1	0	1*5	1	0
氢气管，氮气管		0.8	1.0	1.2	1.5	1.5	1.5	—	1.0	1.5	1	0	1	0	L 5	1	5
电力电纲	宜埋电维	LO	1.0	LO	2.0	1.5	1.0	1.0	—	0,5	0	5	0	5	LO	1	0
电力电纲	电缆沟（排管）	1.0	1.2	1*5	1.0	1.5	LO	1*5	0.5	—	0	5	0	5	LQ	1	0

it* S. 2.18-1

名称，规格

排水管直径（mm）

熱力管（沟）

天然

，管

压塀

空气

簪

氯气管、 an 管

电力电缆

通信电缆

油管

（沟）

唯.

*• 氯管（沟）

生产废水管与雨水管 V800∙ 污水管 V300

生产废水管与雨水管 800 7500. 污水管 40。〜600

生产废水管与雨水管 >1500, 污水管 >600

直埋

电缆

*«

沟（排管）

宜埋

*■

电缠沟（W）

通信

电缆

直埋电缆

^-δ7⅛~

~LO~

1.0~

210

1*5

0. 8

0.5

—

1.0

1. O

电缆沟

<**>

0.8

1.0

0.6

L 5

1.0

0.5

—

1.0

油管（沟）

^-Fo^-

^--

L O

LO ~~

1：］

丁 5

L 5

1,5

1.0

—

1∙ 5

酸*.氯管（沟）-

~LO~

1*5

1.5

1.0

1.5

—

注：】表列间距均自管壁、沟壁或防护设施的外缘或最外一根电缆算起，管径系指公称直径.

2特殊情況下，当热力管（沟）与直埋电缆间距不能满足本表幾定时,在采取隔热措俺后可酌减且Ift多减少50%,当热力管为工艺

管道伴热时.同距不限;仅供供修用的热力沟与电力电缆、通信电缆及电缆沟之间的间距可减少20%•但不Ii小于0.5m.

3局部地段直埋电缆用隔板分隔或穿管后与给水管.排水管，压编空气管的间距可减少到0∙5m.

4表列数据系技给水管在污水管上方制订.生活饮用水给水管与生产.生活污水管的间距应按本表数据増加50%，当给水管与排水管共同埋设的土填为砂土类•且给水管的材质为非金属或非合成《S料时,给水管与排水管的间距不应小于L 5m・

5］】OkV及以上的宜埋电力电维应按表列数据增加50%.

6表中天然气管指设计压力大于或等于l∙6MPa的天然气管.设计压力小于1.6MPa的天然气管与其他管线之间的距离按现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB 50028的有关规定执行.

7表中" "表示间距由工艺根据睡工、运行检修等因案确定.

8天然气管至热力管沟（外壁）的间距不应小于4.0m.

表5. 2.18-2厂区地下管线与建（构）筑物的■小水平浄距｛m）

名稼、规格	给水管直径（mm）			排水管直径（mm）				热力管（沟）	天然气管	压第空气管	氧气管• 気气管	直埋电缰	电缆沟（排管）	油管（沟）	酸、餐、氣管（沟›
名稼、规格	<150	200 400	>400	生产废水甘与雨水管 <800, 污水管 <300	生产废水管与雨水管 800〜 1500	方水管 400〜 600	生产废水管与雨水管 >1500, 污水管 >600	热力管（沟）	天然气管	压第空气管	氧气管• 気气管	直埋电缰	电缆沟（排管）	油管（沟）	酸、餐、氣管（沟›
建（构）筑物基此外缘	1.0	2.5	3.0	L 5	2.0	2,0	2.5	L 5	1&5 （注4）	1.5	（注7）	0.6 （注9）	1.5	3.0	3.0
铁路（中心纽）	3.3	3,8	3.8	&8	4*3	4.3	4.8	18	（注5）	2.5 （注8）	2.5 （注8）	&0 （10.0）（注8）	北5 （注8）	3.8	3.8
道路	0.8	1.0	1.0	CL K	LO	0.8	1.0	0.8	1.5	0,8	0.8	1.0 （注9）	0.8	1.5	LO
管架基础外绿	0.8	1.0	1.0	0.8	0.8	1.0	L 2	0.8	1.5	0.8	0.8	0.5	0.8	1.5	1.5
通信照明杆柱（中心）	0.5	1.0	1.0	0.8	1.0	1.0	1.2	0.8	LO	0.8	0.8	1-0 （注9）	0.8	1.0	1.0
围堵基础外缘	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	LO	LO	1.0	1,0	1.0	0.5	LO	Lo	LO

续表5∙ 2.18-2

名称，規格

给水管鱼枝（mm）

排水管f［径（mm）

热力管（河）

天然

气*

压埔

空'i

管

■气件， ■气

管

自埋

电缠

电缆沟（排管）

（沟）

酸， % 觀管《姉

<150

200〜

400

>400

生产废水管与雨水管 V8O0, 污水管 <300

生产废水管与雨水管

800 ~

1500 ¹

污水管 400〜

600

生产废水管与雨水管

>1500. 污水管

>600

排水沟外緣

0.8

1.0

0.8

1.0

0.8

1.0

（注9）

1.0

高压电力

杆柱或铁塔基礙:外绿

0.8

L 5

1.5

1.2

1.5

L 5

1.8

1.2

LO 《5.0）（注6）

1.2

2.0

4.0

（注9）

1.2

2.0

2*0

注" 表列间距除注明者外，管线均自管壁、沟壁或防护设施的外缘或最外一根电曼算起；道路为城市型时白路面边缘算起•为公路型时自路肩边緣算起.

2表列埋地管道与建（何）筑物基础外缘的间距.均指埋地管道与建《构）筑物的基础在同一标高或其以上时，当埋地管道深度大于建（构）筑物的基聽深度时•应按土壊性质计算确定，但不得小于表列数值.

3表中天然气管与建（梅）筑物的间距除应符合现行国家标准4城铺燃/设计規范）GB 50028的有关幾定外，竹道的安全设计还应符合现行国家标准《輸气管道工程设计规范）GB 50251的有关縄定.

4设计压力大于或等于L6MPa的天然气管距建筑物外墙面（出地面处）的距离为13.50m.当按现行国家标准，输气管道

工程设计規范）GB 50251采取有效的安全防护措施或増加管道壁厚后•距建筑物的足寓可适当滅小，但距建（构）筑物基皿外缘的水平净距不应小于3. OriU设计压力小于L 6MPa的天然气管与建筑物的水平净距应按现行国家标准《城械燃气设计规范》GB 50028的有关規定执行.

5天然气管与铁路路堤坡脚的最小水平净距为1设计压力小于或等于L6MPa时为5m.设计压力大于l.6MPa且小于或等于2. 5MPa时为6m.设计压力大于2. 5MPa时为8m.

6括号内败值为距大于35kV电杆（塔）基础外绿的距离.

7氧气管.氨气管距看地下室的建筑物基础和通行沟道外缘的最小水平净距为3. 0m,距无地下室的建筑物基础外缘的最小水平净距为2. 0m.

8指距铁路轨外緣的距Mh括号内数值为距直流电气化铁路路轨的距禹.

9特殊情况下，可酌减但■多减少50%.

5.2. 19厂区架空管线之间的最小水平净距宜符合表5. 2. 19的规定。厂区架空管线互相交叉时的垂直净距不宜小于0∙25m,其中天然气管与管径大于30Omm的其他管道的垂直净距不应小于 0.3m_o电力电缆与热力管，可燃或易燃易爆管道交叉时的垂直净距不应小于0・5m.当有隔板防护时可适当缩小。

表5.2. 19 厂区架空管线之间的■小水平净距（m）

名詠	热力管	氢气管	気气管	天然气管	油件	电境
博力管	—	0. 25	0.25	O. 2S	0, 25	L（K注 4）
氯气竹	0. 25	—	0.5	0.5	0.5	1.0
気气管	0. 25	0.5	—	0.5	0.5	Lg
天然气管	0. 25	0,5	0.5	—	0.5	1.0
油管	0. 25	Q.5	0.5	0.5	—	0.5
电缆	1.0（注 4）	1.0	LO	LO	0.5	—

注一管线之间的净距自防护层外缘算起.

2表中所列管道与非易熱點爆管道之间的水平净距不宜小于0.25m∙但当相邻两管道直径均较小•且満足管道安装维修的操作安全时•可适当缩小距离.但不应小于O. 1m.

3当热力管道为工艺管道伴热时.净距不限.

4动力电缆与焦力管净距不应小于l.0m∙控制电境与焦力管摩距不应小于 Q∙5m∙当有隔板防护时•可适当第小.

5. 2. 20厂区架空天然气管、甲B类油管与建（构）筑物之间的最小水平净距应符合表5. 2. 20的规定，其他架空管线与建（构）筑物之间的最小水平净距应符合现行行业标准《火力发电厂总图运愉设计规范》DL/T 5032的有关规定.

* 5. 2. 20厂区架空天然气管、甲B类油管与建（构）筑物之间的■小水平摩距（m）

名称	天然气管、甲B类油管
甲.乙类生产厂房或散发火花设施	10
丙.丁，戊类生产厂房	6. 0（注 2）

• 20 •

续表5. 2. 20

名称	天然气管、甲B类油管
铁路（中心线）	6.0
架空輸电线路	（注3）
道路	1.5
人行道外沿	0.5
厂区困境（中心线）	1.5
通信照明杆柱（中心）	1.0

注"当天然气管、甲B类油管在管架上敷设时.水平串距应从管架最外边盘算起,道路为域市型时自路面边缘算起.为公路型时自路府边緣舞起.

2困难情况时.架空天然气管在按现行国家标准，输气管道工程设计規范）GB 50251的规定采取了有效的安全防护措施或堵加管道壁厚后.可适当缩短与丙、丁、戊类生产厂房之间的水平净距.但不得小于3m.

3厂区架空天然气ft.甲B类油管与架空物电线路边导我的最小水平净距：开阳地区为景高轩（塔）髙I当Iffl役受限制时.在最大风偏情况下.11OkV为 4m.220kV ⅛ 5m.330kV 为 6m. SOOkV 为 7. 5m. 750kV 为 9. 5m, 10。OkV 为 13m.

5. 2.21燃机电厂的绿化布置应符合下列规定：

1生产区不应种植含油脂较多的树木，宜选择含水分较多的树种:

2天然气调压站、储油罐区与其周围的消防车道之间不宜种植树木，可种植生长高度不超过15cm,且四季常青的草皮；

3甲、乙类生产小区围墙内不宜绿化；

4绿化布置应保证消防通道的宽度和净空高度。

5. 2. 22燃机电厂的厂址技术经济指标及厂区主要技术经济指标应符合现行《电力工程项目建设用地指标》的有关规定，节约集约用地，提高土地利用率，并按现行行业标准《火力发电厂总图运输设计规范》DL/T 5032的要求，在厂址总体规划图和厂区总平面布置图中列出表格。

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6机组选型

6. 1主机选型

6.1.1机组选型应符合下列规定:

1根据电力系统的要求,确定机组承担的基本负荷或调峰负荷；联合循环机组宜选择较大容量、较高效率的撚气轮机:

2热电联产机组应根据热负荷的大小和性质，按照以热定电的原则合理选择与热电联产相适应的燃气轮机及其联合循环机组，同时确定机组容量和台数；

3联合循环燃机电厂的燃气轮机与汽轮机可采用单轴或多轴配置方式，具体配置方式应根据拟建电厂的总装机容量、场地情况、电网要求承担的负荷性质、热负荷需求以及资金情况等因素，经过技术经济比较后确定；

4 F级及以上等级的联合循环纯凝发电机组宜采用单轴配置方式:

5承担基本负荷的机组宜采用“多拖一”的配置方式，调峰机组可采用"一拖一"的配置方式。

6.1.2燃气轮机设备选型应符合下列规定：

I燃气轮机的选型和技术要求应符合现行国家标准《燃气轮机采购》GB/T 14099的有关规定；

2在电网中承担调峰负荷的机组，在设计寿命内，其设缶和系统的性能应能满足快速响应的要求；

3对于中低热值燃料，应选择适用于中低热值燃料的燃气轮机.

6.1.3汽轮机设备选型应符合下列规定：

1联合循环电厂的汽轮机设备选型和技术要求应符合现行

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行业标准《燃气-蒸汽联合循环设备采购汽轮机》JB/T 8953.2 的有关规定:

2联合循环机组中的汽轮机性能应与机组的负荷要求相适应；带尖峰负荷的机组,配套的汽轮机应具有滑压运行、适应频繁快速启停、参与调峰运行的功能；

3具有常年持续稳定热负荷的热电厂，可选用背压式汽轮机；对于热负荷具有变化波动特征的热电厂，可选用抽凝式汽轮机:

4当水资源严重缺乏时,宜选用空冷式汽轮机.

61.4余热锅炉设备选型应符合下列规定：

I燃机电厂的余热锅炉选型和技术要求应符合现行行业标准《燃气-蒸汽联合循环设备采购余热锅炉》JB/T 8953. 3的有关规定，并应满足燃气轮机快速频繁后停的要求，具有高可靠性和高可用率：在燃气轮机燃用重油的条件下，余热锅炉还应满足吹灰、水洗及防腐蚀等要求；

2余热锅炉炉型可采用强制循环或自然循环，立式布置或卧式布置；

3联合循环发电机组宜采用一台燃气轮机配一台余热锅炉；

4余热锅炉容量和参数应根据燃气轮机排气特性和汽轮机蒸汽初参数确定；余热锅炉应能在燃气轮机各种可能运行工况下，有效地吸收燃气轮机排出的热量，产生符合汽轮机要求的蒸汽.

6. 2工况定义

6. 2.1纯凝发电机组工况应包括额定、夏季和冬季工况.各工况定义应符合下列规定：

1额定工况的边界条件宜采用年平均气象条件下的气温、大气压力、相对湿度和冷却水温:

2夏季工况的边界条件宜采用夏季最热三个月的日最高气

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温的平均值，及其对应的大气压力、相对湿度和冷却水温；

3冬季工况的边界条件宜采用冬季最冷月的日最低气温的平均值.及其对应的大气压力、相对湿度和冷却水温。

6.2.2工业供热机组的工况定义应符合下列规定；

1额定供热工况的边界条件宜采用年平均气象条件下的气温、大气压力、相对湿度和冷却水温，以及額定供热参数和流量；

2最大供热工况的边界条件宜采用年平均气象条件下的气温、大气压力、相对湿度和冷却水温，以及额定供热参数和最大供热流此

6.2.3供暖供热机组的工况定义应符合下列规定：

1供暖期额定供热工况的边界条件宜采用供暖期平均气象条件下的气温、大气压力、相对湿度和冷却水温，以及额定供热蒸汽参数和流量；

2供暖期最大供热工况的边界条件宜采用供暖室外汁算温度、供暖期平均气象条件下的大气压力、相对湿度和冷却水温，以及额定供热蒸汽参数和最大供热流量.

6.2.4机组額定功率应为額定工况规定的边界条件、规定的凝汽器背压、规定的补水率、发电机额定功率因数和额定氢压等条件下 100%负荷时的出力。

注：】规定的补水率：亚临界及以下参数机组宜取3%.亚临界以上参数机组宜取1.5%：当考核机组热耗率时.补给水率应取0.

2非氢冷发电机组不考虑额定氢压.

6.2.5机组最大功率应为冬季工况规定的边界条件、规定的凝汽器背压、补水率0%、发电机额定功率因数和额定氢压等条件下，燃气轮机或联合循环机组100%负荷时的出力.

注：非氢冷发电机组不考儀額定氢压.

6.3机组参数选择及匹配

6.3. 1燃气轮机或联合循环机组在设计预定运行条件下基本负

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荷的主要性能参数应包括额定工况、夏季工况和冬季工况条件下的燃气轮机或联合循环机组现场出力和热耗率、燃气轮机排气流樓、压力和温度等.

6.3.2余热锅炉的热力参数应按下列原则确定：

1余热锅炉应根据燃气轮机排气特性设计,蒸汽参数和压力级数应与汽轮机相匹配,通过热力系统优化计算确定；

2余热锅炉的设计工况应与燃气轮机在预定运行的年平均气象参数下的排气流量、压力,温度相匹配，还应检验其在预定运行的夏季工况和冬季工况的边界条件下的蒸汽流量、压力和温度；

3多种燃料机组的余热锅炉受热面热力参数选择应满足燃用主燃料时安全适应性的要求，同时还应满足燃用备用燃料时安全适应性的要求；

4 E级及以下机组宜采用双压无再热循环的汽水系统，F级及以上机组宜采用三压再热循环的汽水系统；

5不同压力级数余热锅炉的节点温差、接近点温差和烟气阻力宜按现行行业标准《燃气-蒸汽联合循环设备采购基本信息》 JB/T 8953. 1的有关规定选取。

6.3.3汽轮机的最大进汽量应与相应的余热锅炉最大蒸发量相匹配；对“多拖一"配置的机组,汽轮机的最大进汽量应与相应的余热锅炉最大蒸发量之和相匹配。

6∙ 3.4过热蒸汽及再热蒸汽系统的压降及温降应符合下列规定：

1 "一抱一"配置，E级及以上机组的余热锅炉高压过热器出口至汽抡机高压主汽门前的压降不宜大于汽轮机高压主汽门额定进汽压力的3%,E级以下机组可适当放大；高压主蒸汽的温降应根据压降引起的等熔温降和散热温降确定，E级及以上机组的余热锅炉高压过热器出口至汽轮机高压主汽门前的温降不宜大于 2. OC,E级以下机组可适当放大:

2 "一拖一”配置机组再热蒸汽循环系统，汽轮机再热主汽门最大进汽压力应按汽轮机高压缸最高排汽压力减去再热管道和再

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热器的总压降确定，总压降不宜大于汽轮机高压缸最高排汽压力的8%,其中高温再热蒸汽的压降宜为汽轮机高压缸最高排汽压力的2.0%〜2. 5%；再热蒸汽的温降应根据压降引起的等增温降和散热温降确定，再热器出口至汽轮机再热主汽门进口的温降不宜大于2. 0C:

3 "一拖一”配置，E级及以上机组的余热锅炉低压过热器出口至汽轮机低压主汽门前的压降不宜大于汽轮机低压主汽门额定进汽压力的6%,E级以下机组可适当放大；低压主蒸汽的温降应根据压降引起的等熔温降和散热温降确定，E级及以上机组的余热锅炉低压过热器出口至汽轮机低压主汽门前的温降不宜大于 3. 0C,E级以下机组可适当放大；

4 "多拖一”配置机组的各蒸汽系统的压降和温降数值可根据实际的管道布置情况计算确定.

6.4机组设计性能指标计算

6.4.1机组设计气耗率应按主机供货合同中的热耗率保证值计算.

6.4.2 机组设计性能指标计算可采用本标准附录A的计算方法.

6.4.3设计厂用电率计算可按现行行业标准《火力发电厂厂用电设计技术规程》DL/T 5153的有关规定执行.

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7主厂房区域布置

7.1 一般规定

7. 1-1燃机电厂的主厂房区域布置应适应电力和热力生产的工艺流程要求，按设备型式确定，并应做到设备布局和空间利用合理.管线连接短捷、整齐，厂房内部设施布置紧凑、恰当，巡回检查的通道畅通。

7.1.2联合循环燃机电厂的主设备布置时应进行优化，在经济合理的条件下宜减少燃气轮机与余热锅炉间排气压损.缩短余热锅炉与汽轮机间蒸汽管道.

7.1.3主厂房区域布置应结合厂区地形、机组轴系配置方式、燃气轮机的进排气方式、汽轮机的排汽方式和施工条件等优化确定。

7.1.4热网首站的布置设计应符合现行行业标准《火力发电厂供热首站设计规范》DL/T 5537的有关规定.

7.2燃气轮机及其辅助设备布置

7. 2. 1燃气轮机可采用室内或室外布置.对环境条件差、严寒地区、对设备噪声有特殊要求或F级及以上的机组.燃气轮机宜采用室内布置.

7.2.2简单循环和多轴配置联合循环的燃气轮机与发电机组宜采用低位布置。

7.2.3燃气轮机的相关辅助设备应就近布置在其周围.当燃气轮机室外布置时.辅助设备应根据环境条件和设备本身的要求设置防雨、伴热或加热设施。

7.2.4燃气轮机润滑油系统设备的布置应符合下列規定：

I燃气轮机主油箱、油泵、冷油器及油净化装置等宜布置在

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远离高温管道处；

2燃气轮机主油箱、储油箱、油净化装置及油系统的防火措施应符合现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火标准》 GB 50229的有关规定；在燃机厂房外侧的适当位置宜设置润滑油事故油箱（坑），其布置标高和排油管道的设计应满足主油箱、储油箱等事故排油通畅的需要；若多套润滑油系统共用一个事故油箱（坑），事故油箱（坑）的容积不应小于一套最大润滑油系统的油量；若燃机供货商对润滑油系统主油箱已有火灾事故消防保护措施，可根据燃机供货商的设计要求不设润滑油事故油箱（坑）；

3当设置润滑油事故油箱（坑）时，设备事故放油门均应布置在安全及便于操作的位置，其操作手轮应设在距排油设备外缘5m 以外的地方，并应布置两条人行通道通往此处。

7.2.5对燃气轮机进风口周围噪声有特殊要求时,应采取在适当位置设置隔声墙等降噪措施.

7.3余热锅炉及其辅助设备布置

7.3.1余热锅炉宜露天布置，炉顶可加装防雨罩。当燃机电厂地处严寒地区时.余热锅炉可采用紧身封闭或室内布置.

7.3.2给水泵组宜室内布置，可与低压省煤器再循环泵等辅助设备集中布置在余热锅炉側面的给水泵房内.

7.3.3余热锅炉的辅助设备、附属机械及余热锅炉本体的仪表、阀门等附件露天布置时，应根据环境条件和设备本身的要求采取防雨、防冻、防腐等措施.露天布置的辅机应采取降噪措施，其电动机宜采用全封闭形式.

7.4汽轮机布置

7.4.1汽轮机应室内布置。

7.4.2当汽轮机为轴向或侧向排汽时，汽轮机宜低位布置;当汽

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轮机为垂直向下排汽时，汽轮机宜高位布置.

7.5控制室布置

7.5.1简单循环燃机电厂的控制室宜布置在燃机附近。

7.5.2联合循环机组集中控制室宜布置在主厂房运转层合适的位置，也可布置在主厂房外的其他建筑物内.

7.6维护检修

7.6.1主厂房内应在适当位置设置检修场和放置检修工具的场所。检修场的大小和数量应满足检修摆放及大件吊装等要求.

7.6.2主厂房内应设置桥式起重机,起重量宜根据检修时起吊的最重件确定.安装标高应按所需起吊设备的最大起吊高度确定. 除桥式起重机能起吊的设备以外，还应设置必要的检修起吊设施或移动式起吊设施。针对不同起重址需要检修的设备、管件和阀门的起吊设施的设置原则可按现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《小型火力发电厂设计规范》GB 50049的有关规定执行。

7.6.3主厂房内各主、辅机应有必要的检修起吊空间、摆放场地和运输通道，并应满足发电机抽转子、凝汽器抽管空间的要求。在零米层检修场处宜设置大门•门的大小尺寸应满足大件运输要求，并与厂区道路相连通。

7.6.4当单轴配置的联合循环发电机组采用发电机中间布置时，应设置发电机抽转子时发电机横向平移或整台吊出的检修设施和场地.

7.6.5室外布置的燃气轮机及其辅助设备的周围应留有起吊运输设备进出的道路，以及将发电机转子吊出的检修位置.并应留有足够检修零部件堆放的场地.

7.6.6余热锅炉及其辅助设备应留有设备检修起吊设施或检修起吊的空间位置，其周边宜方便起吊运输设备通行和检修零

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部件堆放。

7.6.7主要阀门布置位置应方便操作和维修，必要时应设置操作、维修用平台.

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8燃料供应设备及系统

8.1燃油系统及设备

8.1.1燃机电厂的燃油系统设计应根据电厂规划容量、燃油品种和耗油量、来油方式、来油周期等情况，经技术经济比较后确定。

8.1.2燃料为重油时，宜采用180号重油.其处理前的微量金属极限含量和含硫量等油品品质应满足燃气轮机制造厂对液体燃料的技术要求.并应符合当地环保规定.

8. 1.3原油或重油系统应设置燃油加热系统。轻油系统应根据油品品质和燃机电厂所在地的气象条件，必要时设置加热保温设施.

8.1.4燃油系统应设回油管道，回油量应满足在负荷变化时燃气轮机稳定运行的要求。

8. 1.5 卸油系统应符合下列规定：

1当水路来油时，卸油码头的容量和设施应根据与相关部门商定的油船吨位及卸油时间确定；

2当铁路来油时，卸重油或原油宜采用下卸式并设低位油槽；卸轻油宜采用上卸式，卸油站台的长度宜能容纳12节〜24节油槽车，卸车时间宜为6h~12h_t

3当汽车来油时.宜采用集油管的卸油方法，卸油时间宜为 0. 5h〜Ih；

4油源较近且具备条件时.可采用管道输送；

5卸油泵型式应根据油品黏度、卸油方式及消防规范要求确定；卸油泵台数不宜少于2台（其中1台备用），当最大1台泵停用时.其余泵的总流量应满足在规定的卸油时间内卸完车、船的装载量；卸油泵的压头裕量不宜小于30%；

6卸油泵的进油管宜采用单母管低位布置.卸油泵的出口油管宜为单母管架空布置，扩建时可再设一根母管至扩建油罐。

8. 1.6储油系统应符合下列规定：

I当轻油仅作为燃气轮机启动点火前和停机时冲洗用油时, 宜设置2个轻油罐，油罐容城宜按油源条件及机组负荷性质确定I 当燃气轮机全燃轻油时.轻油罐的数量不宜少于2个，轻油罐总容量宜按不低于IOd总耗油量选用，或按油源条件和燃油运输方式等经技术经济比较后确定；

2重油罐及原油罐的数量不宜少于3个，重油罐、原油罐和净化油罐总容量不宜低于15d总耗油量，或按油源条件和燃油运輸方式等经技术经济比较后确定；

3油罐至输油泵进口管道宜采用单母管、地下布置；输油泵出口至油处理设备的油管道宜采用母管制，管道宜架空布置；

4输油泵房宜靠近油旗区布置；当油罐的最低液位能满足输油泵吸人压头时，输油泵可布置在燃油处理室内，可不设输油泵房,

5输油泵型式应根据油质和供油参数要求确定，轻油输油泵可选用螺杆泵或离心泵，原油和重油输油泵宜选用螺杆泵；

6输油泵的台数宜为3台，单台泵出力宜为输油系统总容量的50%,当其中1台泵停用时，其余泵的总流量不应小于油处理总量的110%.泵的流量裕量不宜小于10%，压头裕量不宜小于 5%,压头计算中的输油管道系统总阻力裕量不宜小于30%.

8. 1.7油处理系统应符合下列规定：

I油处理方式可采用离心式或静电式；经处理后的燃油质量标准应满足燃气轮机制造厂对液体燃料的技术要求；油处理设备线不应少于2条，当处理能力最大的I条线停用时，其余处理线总的口处理量不应小于全厂燃气轮机总的日耗油量；

2油处理后的净化油至净化油罐的管道宜采用母管制。

8. 1.8燃油前置系统应符合下列規定：

I净化油罐宜设置3个；当油罐区有扩建余地时，每个油罐的容量应满足本期燃气轮机Id的总耗油量:当油罐区无扩建余地时，每个油罐的容量应满足规划装机容fit ɪd的总耗油最；

2净化油罐采用浮球式高位吸油时，最低吸油口应高于油罐底部80Omm以上:

3当燃油处理室与净化油罐较近，且能满足前置泵的吸头时，前置泵可布置在燃油处理室内；若不能满足前置泵吸头要求，供油系统应设供油泵I

4燃气轮机前置泵配置宜采用单元制；当燃用轻油时，每台燃气轮机应设置2台前置泵，其中1台运行，1台备用；当燃用重油时，每台热气轮机应设置2台轻油泵和2台重油泵.其中各1台运行，1台备用；油泵流量不应小于燃气轮机耗油量及其回油量之和的110%，压头裕量不宜小于5%；压头计算中的燃油系统总阻力裕量不宜小于30%.前置泵出口应设可切换的高精度徳网:

5净化油罐至前置泵管道和净化油回油管道宜采用单母管；前置泵出口至燃气轮机前管道宜采用单元制架空布置；当燃气轮机台数较多且管道布置困难时，也可按工程分期采用分段母管制. 8. 1.9重油、原油的卸油、储油及供油系统应有加热、伴热和吹扫设施，其设计原则应符合国家现行标准《大中型火力发电厂设计幾范》GB 50660、《小型火力发电厂设计规范》GB 50049和«发电厂油气管道设计规程》DL/T 5204的有关规定。

8.1. 10以重油或原油为燃料的燃机电厂应设置添加飢抑制剤的加药设施.

8.1.11燃油系统中应设污油、污水收集及有关的含油污水处理设施.

8. 1.12燃油系统的防爆、防火、防静电和防雷击的设计应符合现行国家标准《石油库设计规范》GB 50074、《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058和《火力发电厂与变电站设计防火标准》 GB 50229的有关规定。

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8.2天然气系统及设备

8. 2.1燃用天然气的燃机电厂备用燃料系统的设置.应根据供气气源的稳定性及可靠性、机组在电网中承担的负荷性质、备用燃料的来源及工程造价等因素，经技术经济比较后确定。

8.2.2进厂天然气应符合下列规定：

1进厂天然气管道输送能力宜按全厂小时最大耗气量设计；

2进厂天然气质量应符合现行国家标准《天然气》GB 17820 的有关规定；

3进厂天然气系统设计参数应按上游来气接口处设计参数选取.

8.2.3厂内天然气系统的设计应根据气源状况、燃气轮机进气要求、环境条件等确定。应符合下列规定:

1厂内天然气系统设计参数的选取，应能保证燃机电厂安全、满发、经济运行,并节省投资；

2厂内天然气系统设备及管线布置应保证安全、节省投资、方便运行操作和维护检修；

3厂内天然气系统应根据燃气轮机各种运行工况下进气压力波动范围和波动速率要求，采取必要的稳压措施.

8. 2.4厂内天然气调压站的设计应符合下列规定：

1调压站的调压模块宜按每台机组设I套配置，每套宜设置 2条调压支路，1条运行1条备用.每条调压支路应按单台燃气轮机最大耗气量设计；调压模块也可按多台机组设1套配置，公用1 条备用调压支路，当其中1条调压支路停运时，其余调压支路的计算流通能力应能满足所供燃气轮机最大耗气fft;启动锅炉的调压支路应单独设置t

2调压站的调压器宜采用自力式调压阀.并应满足燃气轮机调节精度的要求；分离器、过滤器的型式和容量应根据供气条件和燃气轮机要求选取；分离器和过滤器宜串联设置.过滤器应设置

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备用I

3当需要设置增压机时，每台燃气轮机宜设置1台增压机，不设备用.容量可按该台燃气轮机最大耗气量的1. 1倍选取；增压机的选型应根据燃气轮机耗气量、燃气轮机燃料技术要求、增压机进出口压力、增压机特性、天然气气质条件、电厂运行检修条件等因素，经技术经济比较后确定；增压机宜采用电动机驱动；

4严寒地区站内管道设备及厂区天然气管道应采取防冻措施；

5调压器出口联络管或总管上和增压机出口管道上均应装设安全阀；调压站内的受压设备和容器，也应设置安全阀；安全阀泄放的气体可引入同级压力的放散管；

6调压站宜露天布置或半露天布置；在严寒及风沙大的地区，也可采用室内布置,但必须采取防爆措施；

7调压站内应配置必要的检修起吊设备，并应设置必要的检修场地与通道:管道布置应便于阀门操作和设备检修；

8调压站内应设置天然气凝析液排污系统.排出的污物、污水应收集处理；

9需要设置天然气露点加热器时，加热热源和方式应经技术经济比较确定.

8.2.5厂区天然气管道设计应符合下列规定：

1调压站至燃气轮机的天然气管道宜采用单元制；

2天然气管道设计压力和设计温度，应按各管段管内天然气可能出现的最高工作压力和最高工作温度确定；

3厂区天然气管道材质和规格应根据设计参数选择，可按现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163、《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T 9711、《低中压锅炉用无缝钢管》 GB 3087、《高压锅炉用无缝钢管》GB/T 5310和《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T 14976选材，并应符合现行国家标准《压力管道规范工业管道》GB/T 20801系列的有关规定；

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4天然气管道强度计算、水力计算可按现行行业标准《发电厂油气管道设计规程》DL/T 5204的有关规定执行；

S厂区天然气管道管径，可按天然气流量和输气允许压降计算确定t当压降无法确定时，也可按天然气流速15m/s〜30m/s估算管径并校核压降；

6厂区天然气管道的敷设方式可采用埋地敷设；高支架架空敷设或低支架地面敷设，不应采用管沟敷设I天然气管道与其他建（构）筑物和管线的最小水平净距和垂直净距，以及管道布置敷设, 应符合本标准第5.3节的规定；

7厂区天然气系统应设置放散管和安全阀泄放管,可在调压站区域和主厂房区域设置放散竖（立）管集中排放，其设置和布置原则应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251和《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定:放散竖（立）管与周围建筑物的间距和高度要求应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关规定；

8直埋天然气管道应采取外防腐加阴极保护的联合防护措施•其设计应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/ T 21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448的规定,

9宜埋管线穿越车行道路或设备检修区域时应采用外套管保护，

10天然气管道与阀门、设备等应采用法兰连接，其他应采用焊接连接.

8.2.6辅助设施及其他设计应符合下列规定；

ɪ进厂输气总管上应装设紧急切断阀，并应布置在安全且便于操作的位置；

2进厂天然气管道宜根据需求确定是否设置天然气流量计魅装置和气质监测取样设施I

3岗压站应设置避雷设施，站内管道及设备应设有防睁电接

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地设施:

4厂内天然气管道的保温油漆和防腐应符合国家现行标准《发电厂保温油漆设计规程》DL/T 5072和《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447的有关规定；埋地天然气管道采用挤压聚乙烯防腐层时，应符合现行国家标准《埋地钢质管道聚乙爆防腐层》 GB/T 23257的规定；调压站外连接埋地管道处应设置绝缘法兰，绝缘法兰应符合现行行业标准《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》 SY/T 0516的规定；

5厂内天然气系统应设置惰性气体置换系统;根据压力等级要求置换接口应设置隔离阀和止回阀，正常运行时应使天然气系统和置换系统物理隔离；置换时宜采用软管连接；置换气体的容量宜为被置换气体总容量的2倍；

6厂内天然气系统应设置用于气体置换的吹扫和取样接头及放散管等；根据布置或安全要求，放散管可单独设置•也可部分集中引至放散竖（立）管；放空气体排入大气应满足环保和防火要求:

7天然气管道施压前.管径DNIOo及以上的管道宜进行清管和吹扫，管径DNIOO以下的管道可只进行吹扫；天然气管道在投入使用前应进行干燥清管，必要时可加入吸湿剂；

8吹扫介质宜采用不助燃气体，严禁采用氧气和可燃气体，吹扫流速不宜低于20m/s,吹扫压力不应大于工作压力；管线应分段吹扫，吹扫应反复数次；

9厂内天燃气管道安装完毕后，应采用水作介质进行强度试验，强度试验压力应为设计压力的1.5倍，且不得小于0.2MPa, 试验稳压时间不应少于4h；

10在管道强度试验合格后，应采用空气、氮气或其他不易燃和无毒的气体作介质进行严密性试验，试验压力应为设计压力，试验稳压时间不应少于24h；

11埋地天然气管道应设置转角粧、交叉和警示牌等永久性标

• 37 •

志；易于受到车辆碰撞和破坏的管段,应设置警示牌等保护措施；

12厂内天然气调压站和前置模块区域应设置围墙或围棚，并应设置警示牌，入口处应设置火种存放箱和静电释放装置。

8.3中低热值合成气系统及设备

8. 3.1燃用中低热值合成气的燃机电厂，应设置启动燃料系统，启动燃料宜采用轻柴油。后动时燃机需达到一定的负荷方可由启动燃料切换至合成气,燃机降至一定的负荷需切回至启动燃料,燃料切换时燃机的负荷应根据燃机型号以及合成气的热值确定.

8.3.2中低热值合成气系统的设计应根据气源状况、燃气轮机对燃料参数要求、环境条件等确定.

8.3.3燃用中低热值合成气的燃机电厂，应根据燃气轮机对华白指数的要求对合成气进行稀释，稀释介质可选用蒸汽或者飯气.

8.3.4中低热值合成气管道设计应符合下列规定：

1中低热值合成气气源紧急切断阀前总管和中低热值合成气供应系统管道上应设置安全放散系统；安全放散系统管道宜按不同压力等级分别接入放散竖（立）管；放散竖（立）管的设置和布置原则应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251 和《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的有关規定:

2在调压站下游管路上应设置启动排气系统，启动排气系统管道宜接入火炬I启动排气母管上还应设置满足燃料切换要求的流量调节阀:

3燃机人口合成气管路上可设置緩冲耀。

8.3.5燃气轮机启动、停机和燃料切换时应采用高压嵐气对燃烧系统进行清吹.当氮气系统设置氮压机时，襯压机的下游应设置两级串联的飼气储罐，两级储罐之间应设置气动调节阀*将制氮机出口較高的压力调至燃机需要的压力.

8.3.6合成气调压站及辆助设施系统的设计可参照天然气系统的相关要求执行。

・38 •

9燃气轮机设备及系统

9.0∙l燃气轮机应根据燃料供应情况确定采用单燃料或双燃料系统.F级及以上等级燃气轮机不宜燃用重油.

9.0.2燃气轮机进气系统设计应符合下列规定：

1燃气轮机的进气过滤装置应具有过滤、防水及防杂质进入的功能；当压气机进口可能发生结露或结冰情况时，该系统还应有防冻功能:

2建在海边或大气环境不良地区的燃机电厂.燃气轮机进气道应有有效防腐蚀措施；

3燃气轮机进气道上应设消声装置；

4燃气轮机进气系统应根据现场空气情况合理选用自清式或多级靜态过i⅛装置；

5环境温度较高的燃机电厂，经技术经济比较合理时，燃气轮机可安装进气冷却装置。

9,0∙3燃气轮机冷却水系统设计应符合下列规定，

1燃气轮机的冷却水宜采用闭式循环冷却水，用水压力和水质应满足制造厂的要求；

2联合循环发电机组的冷却水系统可采用单元制或母管制；对于多轴联合循环燃机电厂.若有可能简单循环运行，或燃机和汽机要求不同时，燃机侧和汽机侧冷却水系统可分开设置.

9.0.4燃气轮机的水洗系统应根据制造厂的要求设置.

9.0.5燃气轮机可采用干式低离燃烧器或向燃气轮机燃烧室内注水或注蒸汽的方式降低燃机出口犯氧化物的含量。

9.0.6燃用液体燃料的燃气轮机应就近设置污水坑和排油坑. 坑的容积应能分别容纳燃气轮机清洗的含油污水和机组启动失败

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时的排油.

9. 0.7燃气轮机润滑油系统设计应符合下列规定：

1单轴机组，燃气轮机、蒸汽轮机及发电机宜合用同一套润滑油装置:

2多轴机组，燃气轮机发电机组和蒸汽轮机发电机组润滑油装置宜分别设置.

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10余热锅炉及系统

10. 1余热锅炉设备

10. 1. I余热锅炉排烟温度宜高于烟气的酸露点温度IOC以上.

10. 1.2对于燃用原油和重油的燃机电厂，余热锅炉应设置吹灰系统、锅炉水清洗系统与废水收集系统.废水收集系统与燃气轮机含油污水系统的排水可合并.吹灰器数量及其布置应根据燃气轮机排气中的含灰量及灰的黏度确定.

10.2烟气系统

10.2.1烟道、烟囱的设置应符合下列规定：

1烟囱的设置应根据机组循环方式、余热锅炉型式及布置方式等因素确定，烟囱的高度应能满足烟气排放的环保要求，烟囱的出口直径应根据燃气轮机排气量及烟囱出口流速确定；每台余热锅炉宜设置1座烟囱.烟囱内宜安装电动挡板门；

2烟囱上宜安装消声器。

10. 2. 2联合循环发电机组旁路烟囱和切换挡板的设置可根据建设进度和运行方式确定.旁路烟囱的烟气切换挡板门应可考、灵活，由密封空气进行密封.挡板门宜选用液压驱动机构驱动，并能固定在全闭、30%〜40%升、全开3个位置.旁路姻囱切换挡板门宜设置2台密封风机,1台运行，1台备用.密封风机的风城裕量不应低于10%,压头裕量不应低于20%.

10.3 给水系统

10.3.1给水系统的确定应符合下列规定：

1双压余热锅炉应配置高压电动给水泵:三压余热锅炉应配

・41・

置高中压电动给水泵，高中压电动给水泵应根据机组的运行方式、投资等因素确定采用分泵或合泵的方案；

2若低压汽包与除氧器水箱合并设置，可不设低压给水泵:

3高压给水泵宜采用调速泵，中压给水泵可采用调速泵或定速泵。

10.3.2给水泵的选择及其台数、容量的确定应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《小型火力发电厂设计规范》GB 50049的有关规定。

10.3.3除氧方式可采用余热锅炉低压汽包自除氧，也可采用低压加热除氧或凝汽器真空除氧。

10.3.4除氧器、给水箱的台数和容量应符合下列规定：

1每台余热锅炉宜配置1台除氧器.低压汽包可兼作除氧器水箱f

2除氧器的总容量应根据最大给水消耗量选择，水箱的有效储水量宜为5min-IOmin的余热锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量:

3除氧器的启动汽源可采用启动锅炉蒸汽、厂用辅助蒸汽或余热锅炉自身蒸汽；正常运行时，除氧器加热蒸汽宜优先采用余热锅炉自身蒸汽；

4除氧器及其有关系统的设计应采取可靠的防止除氧器过压爆炸的措施，并应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保口99I]7O9号）的相关规定。

10.4排污、排汽和疏水系统

10. 4.1余热锅炉的连续排污和定期排污的系统及其设备应符合下列规定：

1对汽包锅炉宜采用一级连续排污扩容系统；连续排污扩容系统应有切换至定期排污扩容器的旁路:

2定期排污扩容器的容量应满足锅炉事故放水的要求。

・42 •

10.4.2余热锅炉的向空排汽管和安全阀排汽管应装设消声器。

10.4.3直流锅炉启动疏水系统可设置单独的疏水扩容器，也可与定排犷容器合并设置.

10.5烟气脱硝系统

10. 5. 1脱硝工艺的选择原则应符合下列规定：

I余热锅炉脱硝应选用选择性催化还原烟气脱硝工艺；

2脱硝效率应根据环保排放控制标准、环境影响评价批复意见的要求，经技术经济比较确定.

10.5.2燃用气体燃料时，催化剂宜按一层配置，可不设备用层.

10.5.3还原剂选择、储存和供应等系统应符合现行行业标准《火力发电厂烟气脱硝设计技术规程》DL/T 5480的有关规定。

• 43 •

11汽轮机设备及系统

11.0.1联合循环机组的汽轮机不宜设置抽汽回热系统。当燃用液体燃料时,根据燃料特性可设一级抽汽回热系统.

11.0∙2主蒸汽和再热蒸汽系统设计应符合下列规定：

1果用"多掩一"配置时，主蒸汽系统和再热蒸汽系统应采用母管制:采用"一拖一”单轴配置时，主蒸汽系统和再热蒸汽系统应采用单元制；采用"一■拖一”多轴配置时，主蒸汽系统和再热蒸汽系统宜采用单元制；

2主蒸汽管道和再热蒸汽管道设计压力和设计温度应按照最不利工况选取.选取原则应符合现行国家标准《电厂动力管道设计规范》GB 50764的有关规定，并校核其他工况。

11.0.3蒸汽旁路系统设计应符合下列规定：

1联合循环燃机电厂的蒸汽旁路系统应能在汽轮机启动或甩负荷时.及时向凝汽器排除多余的蒸汽；

2蒸汽旁路系统应根据余热锅炉的各种不同压力级，设置对应的蒸汽旁路；

3蒸汽旁路系统应采用单元制.各级蒸汽旁路宜按100%容量选取；

4旁路阀的执行机构宜选用气动或液动.

11.0.4凝结水系统设计应符合下列规定：

1凝结水系统及凝结水泵的配置应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《小型火力发电厂设计规范》 GB 50049的有关规定:凝结水泵容量选择应满足蒸汽旁路投入时对凝结水量的要求；

2凝结水管道设计压力的取用应符合现行国家标准《电厂动

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力管道设计规范》GB 50764的有关规定.设计温度应取用凝结水系统的最高工作温度。

11.0.5联合循环机组的凝汽器应具有凝结汽轮机排汽或凝结各级旁路同时排入蒸汽的能力，两者比较应取较大值.

11.0.6辅机冷却水系统设计应符合下列规定：

1对单轴配置的联合循环发电机组，辅机冷却水系统宜与燃机冷却水系统共用；

2对多轴配置的联合循环发电机组,辅机冷却水系统可采用母管制，也可采用单元制。

11.0.7热网系统的设计应符合现行行业标准《火力发电厂供热首站设计规范》DL/T 5537的有关规定.

• 45 •

12水处理系统

12.1除盐水制备

12.1.1除盐水制备系统的设计应根据进水水质、燃气轮机用水水质要求、余热锅炉补给水水质要求、其他用水水质、水量及环境保护的要求等因素.经技术经济比较确定.

12.1.2除盐水制备系统的出水水质应符合现行国家标准《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T 12145和现行行业标准《燃气-蒸汽联合循环机组余热锅炉水汽质量控制标准》DL/T 1924的有关规定,还应满足燃气轮机用水水质要求.

12. 1.3除盐水制备系统工艺可选用离子交换法、反渗透预脱盐加离子交换法或反渗透预脱盐加电除盐等除盐系统,应结合工程具体条件,经技术经济比较确定.工艺选择应符合下列规定：

1酸碱供应困难或除盐系统废水排放受环保要求限制时，宜选用反滲透预脱盐加电除盐系统；

2纯凝工况运行的联合循环机组，宜选用反渗透预脱盐加电除盐系统。

12.1.4除盐水制备系统的正常出力应满足燃机电厂全部机组正常运行所需补充的水量，各项正常水汽损失应符合表12. 1.4的规定.

袤12.1.4电厂各项正常水犬损失

序号	损失类别		正常损失
1	厂内水汽循环损失	100MW握及以上机组	余热铁炉最大连续蒸发量的2.0%
		IOoMW级以下机组	余热锅炉■大连续薫发量的3.0%
2	汽包斜炉排污损失		余热銅炉最大连续蒸发量的1.0%

* 46 •

续表12. 1.4

序号	损失类别	正常损失
3	厂内其他用水、用汽损失	根据具体工程情况确定
4	俄式焦水网损失	热水网循环水*的0∙5%~L0%或根据具体工程情况确定
5	厂外供汽损失	根据具体工程情况确定
6	厂外供除it水幟	根据JI体工程情况确定

注:1厂内水汽械环损失包括凝结水处理系统.用式循环冷却水系统写水汽损

失、想机吹裁用汽、压气机叶片浄洗用水等.

2厂内其他用水、用汽损失包括燃气轮机用水.除it水系统用汽，间接空冷机组循环冷却水损失.主、辅机干式冷却塔喷淋水漿，重质燃油处理洗涤用水等水汽损失.

3表中IOOMW为燃机功率.

12.1.5除盐设备不宜少于2套，当有I套设备检修时，其余设备应能满足全厂机组正常补水的要求.

12. 1.6除盐水箱的容积应与除盐系统的出力、机组容量、运行方式和机组的扩建条件相协调，其总有效容积应满足全厂最大一台余热锅炉化学清洗、后动或事故阶段的用水量要求,并应符合下列规定：

1简单循环发电机组宜不少于24h的补给水量；

2联合循环发电机组宜为最大一台余热锅炉3h的最大连续蒸发垢

3有外供蒸汽或除盐水的联合循环发电机组，除盐水箱宜另计2h外供蒸汽或除盐水量.

12. 1.7除盐水泵出力及除盐水系统至主厂房的补给水管道，应能同时输送最大1台机组启动补给水量或余热锅炉化学清洗用水量和其余机组正常补给水量.补给水管道总数为2条及以上时，任何1条管道停运，其余管道应能满足输送全部机组正常补给水量。当选用不锈钢管材时，可只设1条管道。

• 47 •

12.1.8除盐水制备系统设计、设备选择和布置要求应符合现行行业标准《发电厂化学设计规范》DL 5068的有关规定.

12.2凝结水精处理

12. 2. 1汽轮机组的凝结水精处理系统配置应根据余热锅炉和汽轮机组型式及其参数、运行方式、冷却水水质和凝汽器管材质等因素，经技术经济比较确定。

12. 2.2凝结水精处理系统的出水水质应符合国家现行标准《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T 12145和《燃气-蒸汽联合循环机组余热锅炉水汽质量控制标准》DL/T 1924的有关规定.

12. 2.3对由直流锅炉供汽的汽轮机组，全部凝结水应进行精处理.精处理系统应设置除铁和除盐装置。其凝结水精处理系统设置应符合下列规定：

1湿冷机组和表面式间接空冷机组除铁装置可不设备用设备，但不应少于2台；直接空冷机组和混合式间接空冷机组除铁装置应设置备用设箱；

2除盐装置应设置备用设备.

12.2.4对由亚临界余热汽包锅炉供汽的汽轮机组，全部凝结水应进行精处理.其凝结水精处理系统设置应符合下列规定：

1冷却水水源为淡水，且给水按还原性全挥发处理工况设计的湿冷机组的凝结水精处理装置可仅设置除盐装置，除盐装置可不设芻用，但不应少于2台；

2冷却水水质为海水、苦咸水、再生水的湿冷机组的汽轮机组的凝结水精处理系统应设置除盐装置，且应设有备用设备；

3表面式间接空冷机组的凝结水精处理系统宜仅设置除盐装置，除盐装置可不设备用，但不宜少于2台；

4混合式间接空冷机组的凝结水精处理系统应设置除铁装置和除盐装置，除铁装置和除盐装置均应设置备用设备；

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5直接空冷机组的凝结水精处理系统宜选择阳阴分床工艺，也可选择以除铁为主的粉末树脂过洩器，当给水按加氧处理工况设计时,应采用阳阴分床系统；阳阴分床或粉末树脂过滤器均应设有备用。

12.2.5对由高压及超高压余热锅炉供汽的汽轮机组.其凝结水精处理系统设置应符合下列规定：

1冷却水水源为淡水的湿冷机组或表面式间接空冷机组，可不设置除盐装置；

2冷却水水源为海水且凝汽器采用钛管时，或冷却水源为苦咸水、再生水且凝汽器采用不锈钢管时，可不设置凝结水除盐装置；

3冷却水水源为海水、苦咸水或再生水且凝汽器采用铜管时，宜设置凝结水除盐装置，除盐装置可不设备用设备；

4直接空冷机组宜设置除铁装置,除铁装置可不设备用设备；

5承担调峰负荷的机组宜设置供机组启动用的除铁装置.除铁装置可不设备用设备。

12.2.6对由中压汽包余热锅炉供汽的汽轮机组不宜设凝结水精处理系统.

12.2.7凝结水精处理宜采用中压系统.

12.2.8凝结水精处理系统除铁或除盐装置应设有100%容量的旁路装置.旁路阀门宜为自动阀门,同时还应设置旁路阀门的运行检修阀门.

12.2.9凝结水精处理系统设计、设备选择和布置要求应符合现行行业标准《发电厂化学设计规范》DL 5068的有关规定.

12.3热力系统的化学加药和水汽取样

12.3.1热力系统的化学加药处理和水汽取样系统设计应满足现行国家标准《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T 12145和现行行业标准《燃气-蒸汽联合循环机组余热锅炉水汽质 ⅛t控制标准》DL/T 1924的有关机组汽水品质要求.

• 49 •

12.3.2热力系统的化学加药处理应根据机炉形式、参数及水化学工况设置，系统设计、设备选择和布置要求应符合现行行业标准《发电厂化学设计规范》DL 5068的有关规定.并应符合下列规定：

1当热力系统为全铁材质时，给水宜采用氧化性全挥发水化学工况.凝结水或给水应加氨处理；当热力系统含铜材质时，给水应采用还原性全挥发水化学工况，凝结水或给水应采用加氨和还原剂联合处理；当机组蒸汽用于食品加工或采用混合式加热生活用水时，不得选用联胺等对人体有害的还原剂；

2水冷机组的中压、高压汽包的炉水宜采用加磷酸盐处理. 当凝结水设有除盐装置时，炉水可采用加氢氧化钠处理；空冷机组中压、高压汽包的炉水宜采用加氢氧化钠处理；当低压汽包炉水作为高、中压给水时，低压炉水不应加磷酸盐或氢氧化钠，

3化学加药系统应能满足联合循环机组停运期间的水化学工况需要.

12.3.3热力系统的水汽监督项目、仪表及取样点设置应根据机组容城、形式、余热锅炉参数、热力系统和化学监督的要求确定，并宜符合表12. 3.3的规定.

* 12.3.3燃气联合權环机组水汽取样点及在线仪裏配置

項目	应设置的取样点位置	中值压机组	超高压机組	亜临界机組	直流炉机網	备注
項目	应设置的取样点位置	配置仪表及手工取样				备注
凝结水	親結水浆出口（注1）	CC,6、 Na.M	CC₄O₁. Na、M	CC .Ot. Na.M	CCC、 Na、M	—
凝结水	凝结水加药后	SC.M	SC.M	SC_wM	SC,M	—
给水	中压省寿器入口	CC_fc pH、M	CC, pH,M	CC₄SC, pH.M	CC_fcpH.M	斜炉厂必须设置敗样头•样水合并检s!
给水	髙庫省媒券人口	CC∙ pH、M	CC、 pH、M	CC,SC. pH,M	CC,pH∙ SiO_2vM	斜炉厂必须设置敗样头•样水合并检s!

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续表12. 3.3

项目	应设置的取样点位置	中、商压机组	超高压机組	亜憫界机组	直流炉机组	备注
项目	应设置的取样点位置	配置仪表及手工取样				备注
炉水	低压汽包	CCpH, 5、M	CUpH, 6、M	CC,pH、 6、M	CC∙pH. 6、M	燃炉厂必须设 *取样头，低抵汽包兼作除气器时•才需设溶气表5
	中压汽包	—	SC. pH、M	SC. pH,M	SC, pH.M	燃炉厂必须设置取样头
	高压汽包	SC. pH.M	SC. pH,M	CC₄SC, pH.S（λ. M（注5）	—	鋼炉厂必须设置取样头
抱和蕪汽	低质饱和蒸汽	CC.M	CC₄M	C&M	CC, M	燃炉厂必须设置取祥头
	中压饱和燕汽	—	CC,M	CC,M	CC₄M
	高压悔和蒸汽（注1）	CC.M	CC* Na.M	CC_fc Na、M	—
过热黨汽	低压过热蒸汽	CC、M	CC、M	CC、M	8,M	鋼炉厂必须设 ■取样头
	中压过热蒸汽	—	CC.M	CC、M	CC,M
	高压过热蒸汽（注】、2）	M	DCC₄ SO₂.M	DCC. SiO₂. M	DCC,Na. SiO_2wM
再熱蕪汽	再热蒸汽入口和出口	CC₄M	CC,M	CC₄M	CC,M	銅炉厂必須设置取样头
砥水	热网加热器	CC.M	CC.M	CC、M	CC.M	—

・51 ∙

续表12. 3.3

項目	应设置的取样点位置	中、离压机组	超髙压机组	亜4ft界机組	贪流炉机组	备注
項目	应设置的取样点位置	配置仪表及手工取样				备注
冷却水	取样冷却装置冷却水/ 闭式循环冷却水	SC, pH、M	SC pH、M	SC, pH、M	SC、 pH.M
冷却水	发电机内冷却水	SC、 pH.M	SC, pH,M	SC. pH,M	SC. pH.M	可由发电机厂配套设置•但应将仪表信号送至水汽取样监控系统
生产回水	返回水管或返回水箱出口	CC,M	CC,M	CC.M	CC、M	—

注"海水或高含盐量水（电导率大于5000_lιS/cm）冷却时，凝结水水案出口宜安装在线飴度计:过热蒸汽压力大于12.6MPa以上的汽包炉的高压饱和蒸汽和直流炉的过热蒸汽宜安装在线纳度计.

2頻繁启停机组且过热蒸汽压力大于12.6MPa以上的汽包炉和宜流炉的过热蒸汽宜安装脱气电导表，其余宜安装氢电导率表.

3 DCC表示脱气电导表，通常包括电导率我、氯电导率表和脱气电导率表.SC 表示电导率表ICC表示氢电导率表:O?表示溶气我，PH表示pH «I Sith 裏示硅衣:Na表示納度计,M表示人工取样.

4硅表可选择多通道仪表，但炉水不应与蒸汽合用一块硅表.

5当炉水采用磷酸it处理时不宜设置复电辱率表，当炉水采用氢氯化钠处理时应设置氢电导率表.

12.4冷却水处理

12. 4. 1冷却水处理系统的选择应根据冷却方式、冷却系统参数、 • 52 •

全厂水量平衡、水源水量及水质等因素经技术经济比较确定.并应满足防腐烛、防垢和防菌藻和水生物滋生的要求.循环冷却水系统水质控制指标应符合现行行业标准《发电厂化学设计规范》DL 5068的有关规定.

12.4.2循环冷却水系统应根据全厂水量、水质平衡确定排污量及浓缩倍数.采用非海水水源时，浓缩倍数设计值宜为3倍〜5 倍，节水或环保要求高时可适当提高。采用海水水源时，浓缩倍数设计值应根据动态模拟试验结果确定，宜为1. 5倍~2. 0倍.

12.4.3对于采用冷却池或湖泊冷却的循环冷却水系统，当冷却水池容积与循环水流量的比值大于60h时，可按直流冷却水系统设计.

12. 4.4循环冷却水处理系统设计、设备选择和布置要求应符合现行行业标准《发电厂化学设计规范》DL 5068的有关规定.

12.4.5凝汽器管材应根据冷却水质合理选用，应符合现行行业标准《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》DL/T 712的有关规定.

12.5热网补给水及生产回水处理

12.5.1热网补给水处理系统的选择应根据原水水质、热网补给水水质和水量的要求.结合全厂水处理系统情况，经技术经济比较确定.

12. 5.2热网补给水水质应符合现行国家标准《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T 12145的有关规定，可采用锅炉排污扩容器后的排污水或软化水、反渗透装置出水或除盐水.热网补给水处理系统应与除盐水制备系统统筹设计,宜合并设置.

12. S.3生产回水水质应符合现行国家标准《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T 12145的有关规定。生产回水处理系统应根据回水水质、水量及回水用途情况，经技术经济比较确定，并应符合下列规定：

• 53 •

1作为除盐水处理系统水源时，宜根据水质采取降温、除油处理措施:

2作为凝汽器或除氧器水源时，宜根据水质采取除铁、除油处理措施。

12.6废水处理

12.6.1燃机电厂各生产场所排出的各种废水和污水，宜按分质分类的原则收集和储存,处理方式应根据水质、水量、复用和排放要求，经技术经济比较确定。废水处理应符合现行行业标准《发电厂废水治理设计规范》DL/T 5046的有关规定.

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13仪表与控制

13. 1 一般规定

13. I.丨燃机电厂仪表与控制的设计应针对机组特点进行，以满足机组安全、经济、环保运行和启停的要求.

13.1.2燃机电厂的控制系统应按实用、可靠的原则设计，并应满足机组在启动过程及不同负荷阶段的运行需要.

13.1.3对于涉及安全与机组保护的新产品和新技术，应在取得成功应用经验后方可在设计中使用。

13. 1.4基于计算机的控制系统应具有抵御外部系统的非法入侵对系统的破坏、攻击、信息窃取等非法操作的安全防护措施。

13.1.5仪表与控制电源、气源应符合现行行业标准《火力发电厂热工电源及气源系统设计技术规程》DL/T 5455的有关规定.

13.1.6仪表与控制试验室应符合现行行业标准《火力发电厂试验、修配设备及建筑面积配置导则》DlVT 5004的有关规定.

13.2自动化水平

13.2.1燃机电厂的自动化水平应根据机组在电网中的作用、机组的容量和特点以及电厂运行管理水平等因素确定.

13.2.2机组及辅助车间系统的自动化水平应通过控制方式选择、控制系统功能设计、主辅机设备可控性要求、运行管理组织等来实现。

13.2,3机组的自动化水平应与燃机电厂的自动化水平相适应，机组运行人员在少量就地操作和巡回检查人员配合下，能够在集中控制室实现机组启动、运行工况的监视和调整、停机和事故处理,并应满足经常快速启停的要求.

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13.2.4辅助车间系统的自动化水平应与燃机电厂的自动化水平相适应，辅助车间运行人员在少量就地操作和巡回检查人员配合下，应能够在集中控制室或辅助车间控制点，实现辅助车间系统的启停、运行工况的监视和调整、异常工况的事故处理。

13.2.5燃机电厂机组控制系统宜设有机组自启停功能（带少量断点）.

13.3控制方式及控制室

13.3.1燃机电厂应采用集中控制方式，多台机组宜合设一个集中控制室.

13.3.2辅助车间系统应采用集中控制方式,控制点宜并人机组集中控制室,也可单独设置一个控制室.

13.3.3余热锅炉烟气脱硝反应系统应在机组集中控制室进行监控。脱硝还原剂储存和供应系统宜在辅助车间系统控制点进行监控.

13.3.4调压站系统应在机组集中控制室进行监控。

13.3.5热电联产机组的燃机电厂，其热网系统应在机组集中控制室进行监控.

13.3.6启动锅炉房可就地独立控制。

13.4检测与仪表

13.4.1检测应包括下列内容I

1压气机排气压力、燃气轮机/压气机洗涤水压力、燃气轮机排气压力/温度、燃气轮机轴振动等燃气轮机主耍运行参数；

2汽轮机、余热锅炉主要运行参数；

3主要辅机的运行状态和参数；

4工艺系统的运行参数；

5电气设备的运行状态和运行参数；

6辅助车间系统的运行参数；

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7调压站系统的运行状态和运行参数；

8可燃气体、有毒气体可能释放区域的气体浓度；

9贸易结算測鼠参数；

10仪表与控制用电源、气源、水源及其他必要条件的供给状态和运行参数；

11必要的环境参数。

13.4.2检测装置的设置应符合下列规定：

1余热锅炉的汽包应设置监视汽包水位的工业电视:

2简单循环燃机、联合循环余热锅炉应设置烟气排放连续监测系统。

13.4.3机组保护系统的检测仪表应三重或双重化设置，重要模拟量控制系统的检测仪表应双重或三重化设置。

13. 4.4测量腐蚀性或黏性介质时，应选用具有防腐性能的仪表、隔离仪表或采用适当的隔离措施。

13.4.5测量油、水、蒸汽等介质参数的一次仪表不应引人控制室。可燃气体测量的一次仪表严禁引入任何控制室。

13.4.6爆炸危险区域内的仪表选型应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定.

13.4.7不宜使用含有对人体有害物质的仪器和仪表设备.严禁使用含汞仪表。

13.5机组保护

13.5.1机组保护应符合下列规定：

1机组保护系统的设计应有防止误动和拒动的措施，保护系统电源中断和恢复不会误发动作指令.

2机组保护系统应遵守下列独立性原则t

1）燃气轮机、余热锅炉、汽轮机跳闸保护系统的逻辑控制器应单独冗余设置；

2）保护系统应有独立的輸人/输出信号（I/O）通道，并有电

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隔离措施；

3）冗余的I/O信号应通过不同的I/O模件引入:

4）触发机组跳闸的保护信号的开关量仪表和变送器应单独设置；

5）机组跳闸命令不应通过通信总线传送.

3机组跳闸保护回路在机组运行中宜能在不解列保护功能和不影响机组正常运行情况下进行动作试验.

4在控制台上必须设置停燃气轮机、停汽轮机和解列发电机的跳闸按钮；跳闸按钮应直接接至停燃气轮机、停汽轮机的驱动回路.

5停机、停炉保护动作原因应设事件循序记录，并具有事故追忆功能.

6机组保护系统输出的操作指令应优先于其他的任何指令.

7燃气轮机和汽轮机跳闸保护系统宜采用经认证的安全相关系统.

13.5.2联合循环机组设置旁路烟囱时，当发生下列情况之一应打开旁路烟囱的烟气挡板，实现相应保护动作：

1余热锅炉事故停炉；

2汽轮机事故停机；

3汽轮发电机跳闸.

13.5.3燃气轮机应设置下列主要保护：

1燃气轮机超速；

2燃气轮机排气温度高；

3燃气轮机排气压力过高，

4燃气轮机振动过大；

5燃气轮机润滑油温过高；

6燃气轮机润滑油压力过低；

7燃气轮机遮断控制油压过低；

8燃气轮机燃烧室熄火:

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9燃气轮机密封油差压低；

io燃气轮机燃机区域着火；

11手动停机；

12根据燃气轮机要求的其他停机保护项目.

13.5.4余热锅炉应设置下列主要保护：

1汽包水位过高或过低；

2主蒸汽超压保护；

3除氧器水位过低；

4烟囱挡板关闭；

S根据余热锅炉要求的其他停炉保护项目.

13.5.5汽轮机主要保护的设计要求应符合现行行业标准《火力发电厂热工保护系统设计技术规定》DL/T 5428的有关规定。

13.5.6重要辅助设备的相关保护应满足燃机电厂热力系统的运行要求，并根据辅助设备制造厂的技术要求进行设计.

13.6开关■控制及联锁

13. 6. 1开关量控制宜包括燃气轮机、余热锅炉*汽轮机、发电机变压器组、辅机、阀门、挡板、电气开关、断路器等的单个设备操作，以及相美设备和系统的順序控制及联锁.

13.6.2顺序控制应按驱动级、子组级、功能组级、机组级四级水平设计.

13.6.3顺序控制设计应遵守保护、联锁操作优先的原则.在順序控制过程中出现保护、联锁指令时，应将控制进程中断，并应使工艺系统按保护、联锁指令执行.

13.6.4顺序控制在自动运行期间发生任何故障或运行人员中断时，应使工艺系统处于安全状态。

13.6.5顺序控制系统应有防止误操作的有效措施.

13.6.6顺序控制的功能应满足机组启动、停止及正常运行工况的控制要求，并能实现机组在事故和异常工况下的控制操作，保证

机组安全，具体功能应符合下列规定：

1实现燃气轮机/发电机自启停；

2实现汽轮机/辅机、余热锅炉、阀门、挡板、电气发电机变压器组厂用电设备等的顺序控制、控制操作及试验操作；

3辅机与其相关的冷却系统、润滑系统、密封系统的联锁控制；

4在发生局部设备故障跳闸时.联锁启动备用设备；

5实现状态报警、联动及单台转机的保护。

13.6.7燃气轮机应至少有下列顺序控制：

1燃气轮机启动:

2燃气轮机点火；

3燃气轮机盘车；

4燃气轮机吹扫.

13.6.8 余热锅炉应至少有下列顺序控制：

1余热锅炉给水泵；

2余热锅炉排污、疏水、放气系统；

3余热锅炉循环泵:

4余热锅炉旁路烟气切换挡板（若有）及密封系统。

13.6.9汽轮机热力系统应至少有下列顺序控制：

1凝结水系统:

2凝汽器抽真空系统；

3汽机蒸汽管道硫水系统；

4辅助蒸汽系统；

5开式循环冷却水系统；

6闭式循环冷却水系统；

7循环水系统和辅机冷却水系统；

8汽轮机轴封系统:

9汽轮机润滑油和控制油系统；

10 "多拖一”机组余热锅炉并汽、解汽系统.

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13.6.10发电机应至少有下列顺序控制：

1发电机冷却系统；

2发电机润滑油和密封油系统.

13.6.11烟气脱硝系统的开关址控制宜纳入联合循环机组控制系统顺序控制。

13.6. 12凝汽器胶球清洗系统、电动應水器等辅助工艺系统的开关量控制不宜单独设置控制系统，宜纳入联合循环机组顺序控制系统。

13.6.13 余热锅炉辅机联锁应至少包括以下项目：

1给水泵与其相应系统的压力之间的联锁；

2给水泵与其洞滑油系统、冷却和密封系统的联锁，以及冷却和油密封油系统中工作泵事故跳闸时备用泵自启动的联锁.

13.6.14汽轮机辅机联锁应至少包括以下项目：

1润滑油系统的交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵和盘车装置与润滑油压之间的联锁；

2凝结水泵、真空泵、循环水泵、辅机冷却水泵及其他各类水泵与其相应系统的压力之间的联锁；

3运行泵事故跳闸时备用泵自启动的联锁；

4各类泵与其进出口阀门间的联锁.

13.7模拟量控制

13.7.1机组应具备自动发电控制功能，当自动发电控制功能投人时,应能参与电网闭环自动发电控制。

13. 7. 2联合循环机组应考虑燃气轮机-余热锅炉-汽轮机间的协调控制，其方式宜为汽轮机跟随余热锅炉、余热锅炉跟随燃气轮机.汽轮机负荷应跟随余热锅炉输出蒸汽能量大小进行控制。

13.7.3燃气轮机应设置下列模拟量控制：

1燃气轮机的转速、负荷、温度控制，

2压气机入口导叶控制；

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3根据燃气轮机要求的其他模拟量控制.

13.7.4余热锅炉应设置下列模拟量控制：

I主汽温度、再热汽温度控制；

2汽包水位控制；

3除氧器水位控制；

4根据余热锅炉要求的其他模拟量控制。

13.7.5汽轮机热力系统应设置下列模拟量控制：

1蒸汽旁路压力、温度控制；

2凝汽器热井水位控制；

3根据汽轮机热力系统要求的其他模拟Ift控制.

13.7.6模拟量控制系统应与机组事故及异常工况下的联锁保护措施相适应.

13.8报警

13.8.1报警应至少包括下列内容：

1工艺系统主要参数偏离正常运行范围:

2保护动作及主要辅助设备故障；

3监控系统故障；

4电源、气源故障；

5主要电气设备故障；

6辅助系统故障；

7可燃/有毒气体泄漏。

13. 8.2报警应具有自动闪光、音响和人工确认等功能.报警宜由控制系统的报警功能完成.机组不宜配置常规光字牌报警装置. 13.8.3控制系统的所有模拟量输入、数字量输入、模拟量输出、数字量输出和中间变量和计算值，都可作为数据采集系统的报警信号源。

13.8.4控制系统范围内的全部报警项目应能在操作员站上显示和打印机上打印.在机组启停过程中应抑制虚假报警信号。

♦ 62 ♦

13.8.5控制系统的报警应根据信号的重要性设置报警优先级。

13. 9控制系统

13.9.1燃气轮机的控制系统应由燃气轮机供货商负责随机配置，其选型应坚持成熟、可靠的原则.燃气轮机控制系统应具有数据采集、自动控制、保护和联锁等功能，应提供与其他系统进行信息交换的通信接口。

13. 9.2汽轮机数字电液控制和保护系统宜由汽轮机厂负责配供.其选型应坚持成熟、可靠的原则.单轴配置汽轮机的汽轮机数字电液控制系统宜与燃气轮机的控制装置选型一致,多轴配置汽轮机的汽轮机数字电液控制系统宜与联合循环机组控制系统选型一致.

13.9.3联合循环机组控制宜采用分散控制系统。当燃机电厂有 2套及以上联合循环机组，机组公用和辅助车间系统的控制宜设置1套分散控制系统.当技术经济论证合理时，也可采用基于现场总线的分散控制系统，可在现场仪表和设备层采用现场总线技术。分散控制系统的功能应包括数据采集与处理、模拟量控制、顺序控制。

13.9.4简单循环机组发电机、单轴联合循环机组发电机及多轴联合循环机组燃机发电机的顺序控制宜纳入燃气轮机的控制装置。多轴联合循环机组汽轮发电机的顺序控制宜纳人联合循环机组控制系统.

13. 9 5在各控制系统发生电源消失、通信中断、全部操作员站失去功能、重要控制站失去控制和保护功能等全局性或重大故障的情况下，应设置下列确保机组紧急安全停机的独立于控制系统的硬接线后备操作手段：

1燃气轮机跳闸；

2汽轮机跳闸:

3发电机或发电机变压器组跳闸，

■ 63 •

4汽包事故放水门开；

5凝汽器真空破坏门开；

6直流润滑油泵启动；

7交流润滑油泵启动；

8发电机灭磁开关跳闸；

9柴油发电机组启动；

10全厂燃料人口紧急关断门关。

13.9.6燃机电厂辅助车间控制系统的设计应符合下列规定：

1辅助车间控制系统的设计应根据工艺系统的特点及设备对运行操作的要求，采用适当的顺序控制和模拟量控制；

2辅助车间控制系统的控制器宜按车间物理位置和被控对象的范围进行配置；

3被控对象较少、布置比较分散的辅助车间宜采用远程 I/O；

4根据辅助车间系统的调试、运行需求，可在辅助车间内设置少量就地操作员站。

13.9.7调压站系统的控制宜纳入机组公用及辅助车间控制系统。

13.10仪表导管、电缆及就地设备布置

13. 10. 1在爆炸性危险区域内布置的仪表和设备应采取防爆措施，电缆和导线的设计应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定.

13.10,2仪表导管、电缆及就地设备布置的其他要求应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定.

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14电气设备及系统

14. 1发电机与主变压器

14.1.1发电机及其励磁系统的选型和技术要求应符合国家现行标准《隐极同步发电机技术要求》GB/T 7Q64、《同步电机励磁系统》GB/T 7409、《同步发电机励磁系统技术条件》DL/T 843的有关规定.

14. 1.2发电机的容量选择应考虑在额定、夏季和冬季工况下,均能与燃气轮机相互协调。在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定氢压以及预定运行工况对应的环境因素下，应符合下列规定：

1简单循环的发电机的额定容量应与燃气轮机现场额定出力配合选择；发电机的最大连续容量应与燃气轮机在冬季工况规定的边界条件、凝汽器背压、补水率0%、发电机额定功率因数和额定氢压等条件下的出力配合选择；

2单轴联合循环机组发电机还应计及同轴汽轮机相应的功率，多轴联合循环机组中汽轮发电机的容量应和汽轮机的容量相互协调。

14. 1.3燃机电厂的发电机组允许日、年起停次数应符合预定运行方式和承担负荷性质的要求.

14.1.4调峰的发电机组采用发电机变压器组单元制接线时，宜采用双绕组变压器以一级电压与电力系统连接。

14. 1.5容量为300MW级及以上发电机的技术条件应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定。

14.1.6 容量为60MW级及以下机组的发电机电压可按下列条件选择：

I当有发电机电压直配线时，应按地区网络的要求采用

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6. 3kV 或 10. 5kV_f

2发电机与主变压器成单元接线，且有厂用分支线引出时，宜采用6.3kV.技术经济合理时，也可采用其他等级电压.

14∙1∙7主变压器的选型、容量及中性点绝缘水平选择应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定.

14.2电气主接线

14. 2. 1调峰的发电机组宜采用发电机变压器组单元制接线接入系统，且高压侧应选用适用于频繁操作的无油断路器。

14.2.2调峰的发电机组采用发电机变压器组单元制接线时.发电机出口断路器的装设应通过技术经济论证决定.

14.2.3除以上规定外，电气主接线还应符合现行国家标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049及《大中型火力发电厂设计规范》 GB 50660的有关规定。

14.3厂用电系统

14.3. I多轴联合循环发电机组的汽轮发电机组厂用负荷与燃气轮机发电机组厂用母线宜共用高压厂用母线；厂用工作电源可以从燃气轮机发电机组或汽轮发电机组引接.

14.3.2高压厂用备用或启动/备用电源的设置应符合下列规定：

1单轴及多轴联合循环发电机组宜按每套发电机组容量等级的要求配置，简单循环发电机组宜按每台燃气轮机发电机组容量等级的要求配置；

2调峰的发电机变压器组的发电机出口不设断路器时，应设置高压厂用启动/备用变压器（电抗器、电源）；全厂有2台（套）及以上发电机变压器组的发电机出口不设断路器时，配置的高压厂用启动/备用变压器（电抗器、电源）不宜少于2台（路），且低压（馈电）側应互相连接；

3当燃机电厂发电机变压器组的发电机出口装设断路器时，

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每4台（套）及以下机组可配置1台（个）高压厂用备用变压器（电抗器、电源）；当全厂有同容量5台（套）及以上机组时，可再设置1 台不接线的高压厂用工作变压器（电抗器）作为备品；

4当燃机电厂发电机变压器组的发电机出口装设断路器且机组套数为2套及以上、升压站出线不少于2回时，可不设置专用的高压厂用备用变压器（电抗器），但应从1套机组的高压厂用工作母线引接另1套机组的备用或高压事故停机电源；同时可根据需要再设置1台不接线的高压厂用工作变压器（电抗器）作为检修备用；

S燃机电厂高压厂用备用或启动/备用变压器（电抗器、电源）的配置应符合现行国家标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049及《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定. 14.3.3燃机电厂的公用负荷宜由机组高压厂用母线供电。调峰的发电机组采用发电机变压器组单元制接线且发电机出口不设断路器时,宜设置从系统供电的公用负荷变压器,并可兼作机组的启动∕备用变压器；公用负荷应设备用电源.备用电源宜引自另一相对独立电源.

14.3.4交流保安电源设置应符合下列规定：

1燃机电厂宜按单台发电机容量等级的要求设置交流保安电源:

2单台发电机容量为200MW级及以上时，应设置交流保安电源t

3单台发电机容量小于200MW级的非调峰用燃气轮机应根据制造厂的要求确定交流保安电源的设置；

4调峰的燃气轮机发电机组且盘车电动机需交流电源时,应设置交流保安电源。

14.3.5毎套燃气轮机发电机组的高低压厂用母线段数宜与辅机套数协调。每台余热锅炉的高低压厂用母线段数也可按现行国家标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049及《大中型火力发电厂

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设计规范》GB 50660的有关规定设置.

14.3.6燃机电厂发电机组的高压厂用变压器宜室外布置*高压开关柜、低压厂用变压器与低压动力中心宜室内布置，并可布置在相应模块内，机组本身的低压电动机控制中心与直流系统等可设置在电气控制模块内.

14.3.7燃机电厂的低压厂用变压器应采用干式变压器。

14.3.8燃机电厂的厂用电系统还应符合国家现行标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049、《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660及《火力发电厂厂用电设计技术规程》DL/T 5153的有关规定，

14.4燃气能机启动电源

14.4.1采用静态变频启动方式的燃机电厂，建设规模不超过2 台时，每台燃机应配置I套靜态变频启动装置；建设规模超过2台时，每2台机组可配置1套静态变频启动装置。电厂的静态变频启动装置应互为备用。

14.4.2燃机电厂发电机组的启动负荷宜从本机组的厂用工作母线段引接.

14.4.3燃机电厂作为电网应急备用电源时，应增设黑启动用独立电源.

14.5直流及交流不间断电源系统

14. 5. I每套发电机组容量为200MW级及以下.每套机组宜设置1组动力、控制合用的蓄电池或动力、控制分别供电的2组蓄电池；每套发电机组容號为200MW级以上旦400MW级及以下，每套机组可设置2组动力和控制合并供电的蓄电池组或3组蓄电池.其中2组对控制负荷供电，1组对动力负荷供电；每套发电机组容量为40CIMW级以上，每套机组宜设置3组蓄电池，其中2组对控制负荷供电、1组对动力负荷供电■

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14.5.2每套发电机组容量为400MW级以.匕每套机组宜配置 2台交流不间断电源装置，容量400MW级及以下的机组，当计算机控制系统仅需要1路不间断电源时，每套机组可配置1台交流不间断电源装置.

14.5.3燃机电厂的直流电系统及交流不间断电源设置还应符合国家现行标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049、《大中型火力发电厂设计规范》GB 5066Q、《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T 5044及《电力工程交流不间断电源系统设计技术规程》DL/T 5491的有关规定.

14.6电气监控及元件继电保护

14.6.1燃机电厂和电力网络的电气设备和元件采用计算机实现监控,应符合下列规定：

1当热工控制采用机炉电集中控制时.发电厂的电气监控系统应设在机炉电集中控制室内；

2电力网络的控制部分宜设在集中控制室内；

3发电厂电气设备和元件进入计算机控制应符合现行行业标准4火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》DL/T 5136的有关规定.

14.6.2燃机电厂的电气设备监控还应符合现行国家标唯《小型火力发电厂设计规范»GB 50049及《大中型火力发电厂设计规范》 GB 50660的有关规定。

14.6.3燃机发电厂的电气监测及仪表配置应符合现行国家标准《电力装置电测量仪表装置设计规范》GB/T 50063的有关规定. 监测及仪表的配置和采样还应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定.

14.6.4燃机电厂的继电保护和自动装置的设计，应符合现行国家标准《继电保护和安全白动装置技术规程》GB/T )4285的有关规定，并应根据燃机电厂的启动、运行特点配置相应的保护。燃机

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电厂的继电保护装置的设置、采样和电源配置应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定。

14.7电缆选择与敷设

14.7.1燃机电厂的主厂房及输气、输油和其他易燃易爆场所宜选用C类阻燃电缆。

14. 7. 2燃机电厂的电缆选择与敷设还应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660及《电力工程电缆设计标准》 GB 50217的有关规定。

14.8其他电气设施

14.8.1燃机电厂的高压配电装置应符合国家现行标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049、《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660、《3〜IIOkV高压配电装置设计规范》GB 50060和《高压配电装置设计规范》DL/T 5352的有关规定。

14.8.2燃机电厂电气设施的过电压及绝缘配合应符合现行国家标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049及《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定.

14.8.3燃机电厂的照明系统应符合现行国家标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049及《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定。

14.8.4燃机电厂的接地系统应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660及《交流电气装置的接地设计规范） GB/T 50065的有关规定。

14.8.5燃机电厂的厂内通信系统应符合现行国家标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049及《大中型火力发电厂设计规范》 GB 50660的有关规定.

14. 8.6燃机电厂爆炸火灾危险环境的电气装置设计应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058和《火力发

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电厂与变电所设计防火标准》GB 50229的有关规定.

14.8.7系统继电保护、安全自动装置、调度自动化系统、系统通信的设计应符合现行国家标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049及《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定。

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15水工设施及系统

15. 1水源和水务管理

15. I. 1供水水源应落实可靠.水源可以采用海水、地表水、城市再生水、矿区排水等.缺水地区生产用水严禁取用地下水，严格控制使用地表水，优先利用城市再生水和其他废水。

15. 1.2 当采用地表水作水源时，对于燃气-蒸汽联合循环发电机组額定出力在300MW级及以上的电厂，取水的设计保证率应为 97%；对于燃气-蒸汽联合循环发电机组額定出力或简单循环发电机组单机额定出力在300MW级以下的电厂取水设计保证率可采用 95%:主要承担调峰负荷的燃机电厂取水设计保证率可采用95%. 在下述枯水情况下,应保证燃机电厂满负荷运行所需的水量：

1当从天然河道取水时,按河道设计保证率的瞬时流量扣除河道水域生态用水量和取水口上游必保的工农业现划用水址考虑:

2当河道受水库调节时，按河道设计保注率的下泄流敏加上区间来水岫扣除生态用水量和取水口上游必保的工农业规划用水量考虑,

3从水库取水时,按水库设计保证率的枯水年考虑.

15. 1.3当采用地下水作水源时,应根据该地区目前及必须保证的各项规划用水量，按枯水年或连续枯水年进行水量平衡计算后确定取水房，取水量不应大于允许开采址.

15.1.4当采用城市再生水作为水源时，应根据污水处理厂现状和规划来水址及水质情况、处理工艺及运行情况、出水水世及出水水质情况、其他用户情况等分析确定可供电厂使用的水量；当采用矿区排水作为水源时，应根据补给范围、边界条件、水文地质特征

及补给水量，并应结合矿井开采规划和疏干方式以及自用情况,分析确定可供电厂使用的矿区稳定的最小排水fit:当采用城市再生水或矿区排水作为水源时宜设置备用水源。

15. 1.5水务管理设计应符合国家现行标准《地表水环境质量标准》GB 3838人生活饮用水卫生标准》GB 5749、《污水综合排放标准》GB 8978、《城镇污水处理厂污染物排放标准》GB 18918、《发电厂节水设计规程》DL/T 5513等的规定，并应考虑电厂所在地区的有关规定和要求,通过水务管理及工程措施达到节约用水和防止排水污染环境.

15, 1.6设计中应对各类供水、用水、排水进行全面规划、综合平衡和优化比较，应严格控制耗水指标.并应符合下列规定：

ɪ应根据厂址地区的水资源条件，因地制宜，合理选择主机冷却系统和辅机冷却水的冷却方式；

2除各工艺系统采取合理的节水工艺和用水设备外,应优化用水流程，提高复用水率和废水回收率；各种废水宜按照水质条件优先考虑直接回用，不能直接回用的废水，应根据各工艺系统对水质的要求，选择适宜的废水处理方式经处理后回用.

15. L 7设计耗水指标应为机组设计夏季10%日平均气象条件下、纯凝工况、满负荷运行时的单位装机容量设计耗水量。设计耗水指标宜根据当地的水资源条件和采用的相关工艺方案计算确定，并应符合表15. 1.7的规定.

表15. 1. 7燃气-蒸汽联合循环电厂设计耗水指标表[m)(s ∙ GW)]

序号	机组型式及冷却方式		单机容* OOOMW 级	单机容It ≥300MW 级
I	联合循环电厂	淡水循环供水系统	≤0∙40	≤0* 35
2		直流供水系统海水循环供水系统	≤0-06	≤0. 05
3		空冷系统	≤0. 06	—
4	葡单循环电厂供水系统		≤0, 03	≤0, 025

-73 .

15.1.8电厂的取水、供排水系统应装设必要的水量计量装置和水质监测装置。

15.2湿冷系统和空冷系统

15. 2.1燃气-蒸汽联合循环电厂主冷系统冷却方式的选择，应根据当地水源条件和规划容量、环境保护要求、气象条件、防冻度盟、机组运行要求等因素，经技术经济比较论证确定，当水源条件允许的条件下.宜采用直流供水系统或循环供水系统；当水資源严重缺乏时，可采用空冷系统。

15. 2.2当采用直流供水系统时，汽轮机的额定工况背压对应的冷却水温宜按全年平均水温确定，夏季工况背压对应的冷却水计算温度应按多年水温最高时期频率为10%的日平均水温确定，多年水温最高时期可采用夏季3个月.

15.2.3当采用循环供水系统时，汽轮机的額定工况和夏季工况背压宜按燃气轮机对应的设计气象参数计算的冷却水温确定.

15.2.4燃气-蒸汽联合循环发电机组額定出力为300MW级及以上时，宜果用单元制或扩大单元制供水系统;燃气-蒸汽联合循环发电机组额定出力为300MW级以下时，宜采用母管制或扩大单元制供水系统.

15. 2. 5凝汽器的进出口阀门和联络阀门、循环水泵的出口阀门和联络阀门及其他需要自动控制的阀门，应采用电动阀门.

15. 2. 6当采用空冷机组时，应根据当地气象条件、冷却设施占地、防噪声要求、防冻性能等因素通过技术经济比较后确定空冷系统型式，并应符合下列规定：

1直接空冷系统的空冷凝汽器宜采用机械通风冷却方式；

2间接空冷系统可采用机械通风冷却塔或自然通风冷却塔.

15.2.7空冷系统基本设计参数的确定应符合下列规定：

1空冷系统设计气温应根据典型年干球温度统计，宜按5C 以上年加权平均法计算设计气温并向上取整，5寸以下按5C计

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算，典型年小时气温间隔宜采用不大于2C:夏季气温宜按燃气轮机对应的设计气象参数确定t

2直接空冷系统机组的额定背压应为设计气温与经优化计算确定的初始温差之和对应的悔和蒸汽压力，间接空冷系统的额定背压应为设计气温、经优化计算确定的初始温差及凝汽器端差之和对应的饱和蒸汽压力；

3空冷系统横向风的设计凤速应根据电厂所在地的气象资料确定，对于直接空冷电厂,不宜小于最大月平均风速换算到蒸汽分配管上部Im标高处的风速；对于间接空冷电厂，不宜小于IOm 标高处最大月平均风速.

15.3取水构筑物和水泵房

15.3.1地表水取水构筑物中有关拦污栅、滤网、钢闸门、起吊及启闭设施、冲洗及排除脏物设施、防冰防沙防草措施，应符合现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T 5339的有关规定.

15.3.2岸边水浆房人口地坪的设计标高应为频率1%洪水位（或潮位）加频率2%浪高再加超高0.5m,并不应低于频率为

0. 1%洪水位（潮位），还应有防止浪爬高的措施.

15. 3. 3当取水河段水位变幅较大、建造固定式取水构筑物投资很高时，可采用浮船式取水泵站。

15.3.4循环水泵可不设备用.按规划容量设置的循环水泵应根据工程情况分期安装，第一期安装的循环水泵数址不宜少于2台。

1S.3.5采用海水作冷却水源时,循环水泵、清污设备、冲洗泵、排水泵和阀门等与海水直接接触的部件.应选用耐海水腐蚀的材料或采用防海水腐烛措施，并应采取防止海生物在进排水构筑物和设备中滋生附着的措施.

15.3.6循环水泵出水管直径小于450mm时应装止回阀，循环水泵出水管直径大于或等于45Omm时宜采用电动蝶阀或液压缓冲止回蝶阀.

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15.3.7补给水泵数量不宜少于2台.其中1台为备用。

15.4管道和沟渠

15.4.1进、排水管沟的数量可根据各工程的实际情况确定.采用母管制供水时，达到规划容量时的进、排水沟不宜少于2条.可根据工程具体情况分期建设。

15.4.2补给水总管的条数，应根据电厂规划容量和水源情况确定.当有其他供水措施时，可采用1条总管.

15.4.3压力管道的材料可根据各工程的实际情况经技术经济比较后确定，自流管、沟宜采用钢筋混凝土结构。

15.5冷却设施

15.5.1湿式冷却塔可采用机械通风冷却塔或自然通风冷却塔，塔型选择应根据场地条件、噪声要求、经济参数等因索确定；带调峰负荷的联合循环机组或在高温高湿地区宜采用机械通风冷却塔。

15. 5. 2冷却塔设计应符合现行国家标准《工业循环水冷却设计规范》GB/T 50102和《机械通风冷却塔工艺设计规范》GB/T 50392的有关规定.

15. 5. 3当环境对湿式冷却塔的噪声有限制时,视工程具体条件可采取下列降低噪声措施：

1在冷却塔外设隔声屏障；

2在进风口处设降噪装置；

3机械通风冷却塔可选用低噪声的电动机、风机设备，可在塔顶设置降噪装置；

4在集水池水面处设降噪装置。

15.5.4当冷却塔设置降噪设施时，冷却塔设计应考虑降噪设施对冷却性能的影响。

15.5.5寒冷和严寒地区的冷却塔，可根据具体条件设置下列防

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冻措施：

I在冷却塔的进风口上缘沿塔内可设置喷射热水的防冻管, 或在进风口设置挡风装置；

2在冷却塔进水管设置至冷却塔集水池的旁通管；

3淋水填料内外围宜采用分区配水，冬季可采用外围配水运行:

4机械通风冷却塔可采用变速电动机驱动风机或停止风机运行等措施减少进入冷却塔的冷空气量.

15. 5. 6间接空冷散热器型式和材料应结合当地气象条件、防冻要求、散热能力和综合造价等因素，经技术经济比较后确定。

15. 5.7空冷散热器清洗系统应在机组运行或停运时对空冷散热器进行清洗.根据不同的气候条件、环境条件等选择手动或自动清洗方式。

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16辅助及附属设施

16. 0.1新建燃机电厂应根据当地条件采取地区协作检修方式，电厂只负责维修和日常检查工作，但应配备应急检修必须的工具.

16.0.2燃机电厂应根据实际需要配置必要的技术监测设施。专业相近的试鹽室和监测站宜合并设置。对使用率低和费用較高的设备、仪器宜按地区协作的原则统筹安排。

[6.0.3燃机电厂电气试验室、仪表与控制试验室、化学实验室和金属实验室的配置应符合现行行业标准《火力发电厂试验、修配设备及建筑面积配置导则》DL/T 5004的有关规定*

16.0.4燃机电厂可不设燃气轮机与汽轮机润滑油和变压器绝缘油的集中处理室.

16.0.5需要设置启动锅炉时.应采用快装锅炉，其燃料宜与燃气轮机一致。启动锅炉容量宜包括启动中燃油加热、油处理、汽轮机、除氧器启动用汽和寒冷地区供暖等必须的蒸汽量，具体配置应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《小型火力发电厂设计规范》GB 50049的有关规定.

16.0.6燃机电厂压缩空气系统的设置宜符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660、《小型火力发电厂设计规范》GB 50049和《压缩空气站设计规范》GB 50029的有关规定.

16.0.7燃气轮机停机保养可采用清扫、干燥等措施.其他主要热力设备停用时的防腐保养措施应符合现行行业标准《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》DL/T 956的有关规定。

16.0.8燃机电厂使用氢气时，应设置制氢系统或外购成品氢气

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的供氢系统。制氢和供氢系统的设计应符合现行国家标准《氢气站设计规范》GB 50177和《氢气使用安全技术规程》GB 4962及现行行业标准《发电厂化学设计规范》DL 5068的有关规定.

17建筑与结构

17. ɪ -般规定

17.1.1燃机电厂的建筑与结构设计应符合安全、适用、经济、美观的原则.

17.1.2建筑设计应根据燃气轮机设备布置在露天或室内等不同形式,结合周围环境、自然条件、建筑材料、技术等因素,进行建筑的平面布置、立面设计、色彩处理以及围护形式与材料的选择，妥善处理好建（构）筑物的各项使用功能之间的关系，并应注意建（构）筑物群体与周围环境的协调及噪声控制.

17. 1.3燃机电厂建筑按使用性质可分为生产建筑、生产辅助和附属建筑.

17.1.4燃机电厂辅助、附属建筑设计应贯彻节约用地的原则，可采用多层或联合建筑等形式。

17.2建筑设计

17. 2. I燃机电厂各建筑物的防火、防爆及安全疏散设计应符合现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229, 《建筑设计防火规范》GB 50016、《建筑防烟排烟系统技术标准》GB 51251和《建筑内部装修设计防火规范》GB 50222的有关规定， 17.2.2燃机电厂建筑防水应采用性能优良的防水材料，排水宜采用有组织排水.各建筑屋面防水等级应结合建筑的性质、重要程度、使用功能等确定.防排水应符合下列规定：

1电气建筑屋面宜采用现浇钢筋混凝土屋面或有可靠防水构造的屋面:

2经常有水冲洗要求的楼地面应考虑组织排水，电气与控制

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设备建筑的顶板应防水,

3室内沟道、隧道、地下室和地坑等应有防排水设计，严禁将电缆沟和电缆隧道作为地面冲洗水或其他水的排水通道。

17.2.3建筑物宜考虑天然采光，建筑物室内天然采光照度应符合现行国家标准《建筑采光设计标准》GB 50033的有关规定.并应符合下列规定：

1燃气轮机房、汽机房及联合循环机组厂房采光口不宜过大,且不应受设备遮挡的影响，侧窗设计应考虑建筑节能和便于清洁,避免设置大面积玻璃窗:

2当厂房跨度较大时，可考虑采用侧窗和顶部混合采光等方式,采光等级可按V级设计,采光计算点分别为跨中和距内侧墙面 Im处.

17.2.4 一般建筑物宜采用自然通风＜■墙上和楼层上的通风孔应合理布置，避免气流短路和倒流，并应减少气流死角。

n.2.5生产过程中设备产生的噪声应从声源上进行控制，对燃气轮机发电机组、锅炉房、汽机房等场所的设备进行噪声控制，并应采用隔声、消声、吸声等控制措施。噪声控制的设计，应符合现行国家标准《工业企业噪声控制设计规范》GB/T 50087的有关规定.

17.2.6应对振动源进行控制，防止振动的危害，并采取隔振措施.

17. 2.7建筑热工与节能设计应采取建筑节能措施.节约建筑供暖和空调能耗.提高能源利用效率，改善室内环境，并应符合下列規定:

1根据厂址所在地理、气候等条件，确定保温与隔热的设计原则:

2根据不同厂房建筑使用要求，确定建筑围护的建筑热工要求及建筑节能设计要求.

17. 2. 8厂房围护结构材料及型式的选择应与承重结构体系相适

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应，可采用砌体或轻质墙板围护，并应符合噪声控制标准要求。

17.2.9燃机电厂建筑的门窗应符合安全使用、建筑节能要求，并应符合下列规定：

i厂房运输用门宜采用电动卷帘门、提升门、推拉门、折登门等*在大门附近或大门上宜设置人行门；

2在严寒和寒冷地区应选用保温与密闭性能好的门窗，经常有人员通行的外门宜设门斗；

3电气设备用房应选用非燃烧材料的门窗，并应有防止小动物进入的措施；

4制（供）氢站、特种危险品库等有爆炸危险房间的门窗应来用不发火材料；

S有侵蚀性物质的用房及位于海边燃机发电厂建筑的门窗应考虑耐腐蚀。

17.2. 10建筑室内外装修应根据使用和外观需要，结合全厂环境进行设计.装修标4宜符合现行行业标准《火力发电厂建筑装修设计标准》DL/T 5029的有关规定,并应符合下列规定：

1楼地面面层材料除工艺要求外，宜选用耐磨、易清洗的材料:外墙面层材料应选用耐候性好且耐污染的材料；内墙面层材料及顶棚（吊顶）材料应选用符合使用要求及防火要求的材料:

2油泵房、燃油处理室、制（供）氢站、天然气调压站等有防爆要求的建（构）筑物地坪应采用不发火地坪材料；

3有侵蝕性物质的房间（如蓄电池室、调酸室等），其内表面（包括室内外排放沟道的内表面）及门窗应防腐蚀；

4有可燃性气体的房间，其内部构件布置应便于气体的排出.

17.3结构设计

17.3.1燃机厂房、汽机厂房宜采用钢筋混凝土结构,屋面宜采用压型钢板底模的现浇混凝土屋面板或预制钢筋混凝土大型屋

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面板.

17.3.2厂房跨度不大于33m时，宜采用钢屋架或实腹式钢梁；当跨度大于33m时，宜采用钢屋架.

17.3.3燃机电厂建（构）筑物的安全等级、地基基础设计等级、抗震设防分类等应符合现行行业标准《火力发电厂土建结构设计技术规程》DL 5022的有关规定。

17.3.4结构构件应根据承载力极限状态及正常使用极限状态的要求,按使用工况满足承载力,稳定、抗变形、抗裂和抗震等要求, 当构件受动力荷载时，应做动力验算.

17.3.5厂房纵向温度伸缩缝处宜设双柱，伸缩缝的间距应符合现行行业标准《火力发电厂土建结构设计技术规程》DL 5022的有关规定.

17.3.6其他建（构）筑物与厂房毗邻布置旦建筑体型、质量及地基条件相差较大时，应设置沉降缝和设置沉降观测点.

17.3.7地基与基础的设计,应根据工程地质费料、各建（构）筑物的使用要求、结构荷载等因素，采用合理的地基基础型式，选择因地制宜的地基处理方式。扩建厂房的基础设计，应考虑对原有建（构）筑物的影响.

17.3.8地基计算宜符合现行行业标准《火力发电厂土建结掏设计技术规程》DL 5022的有关规定。

17.3.9地基的变形允许值宜符合现行行业标准《火力发电厂土建结构设计技术规程》DL 5022的有关规定.

17.3.10 地基基础设计等级为甲、乙级的建筑物及需要进行沉降观测的丙类建筑物，应在施工及使用过程中进行沉降观测。观測方法及要求应符合现行行业标准《火力发电厂土建结构设计技术规程》DL 5022的有关规定.

17.3. U建（构）筑物抗震设防及要求，应符合现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB 50011、《构筑物抗震设计规范》GB 50191和《电力设施抗震设计规范》GB 50260的有关规定。

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17.3.12燃机电厂建（构）筑物混發土结构的抗震等级应符合现行行业标准《火力发电厂土建结构设计技术规程》DL 5022的有关规定；钢结构的抗震等级应符合现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB 50011的有关规定。

17.3.13汽机房活荷载应根据联合循环发电机组选配的汽轮机单机容量，按现行行业标准《火力发电厂土建结构设计技术规程》 DL 5022和《火电厂和核电厂常规岛主厂房荷载设计技术规程》 DL/T 5095的规定选用。燃机厂房或单轴联合循环发电机组厂房活荷载应按工艺要求，并应根据工程具体情况研究决定.

17.3.14燃油泵房、油处理室等建筑物的设计应考虑防爆泄压，宜采用钢筋混凝土排架承重结构。地下燃油泵房与附设的控制室、检修间等辅助建筑之间应设置沉降缝。

17.4构筑物设计

17.4.1燃机发电机、汽轮发电机或联合循环发电机组基础宜采用大块式钢筋混凝土结构或钢筋混凝土框架结构，应与周围结构分开,独立布置。

17.4.2汽轮机基础的动力计算和构造要求，应符合现行国家标准《动力机器基础设计标推》GB 50040的有关规定.燃机发电机组或单轴联合循环发电机组基础设计应满足设备制造厂的要求和使用特点，并应符合现行国家标准《动力机器基础设计标准》GB 50040的有关规定.

17. 4. 3燃机大块式钢筋混凝土基础桩的动刚度宜根据现场试桩试验确定.

17.4.4独立的汽轮机基础、燃机发电机组或单轴联合循环发电机组基础应设置沉降观测点。

17. 4.5钢油罐基础采用天然地基时，基础宜置于原状土上，顶面宜采用砂垫层，并设沥青砂面层.

17. 4. 6地下油罐宜采用钢筋混凝土油罐，混凝土应采用耐油混

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凝土.

17.5水工建（构）筑物设计

17.5.1水工建（构）筑物的型式和位置应根据电厂的总体规划，地形、地质、水文、气象、原材料供应等当地自然条件和施工条件，通过技术经济比较确定.

17. 5. 2水工建（构）筑物的钢筋混凝土结构设计应符合国家现行标准《混凝土结构设计规范》GB 50010、《水工混凝土结构设计规范》DL/T 5057等建筑结构工程规范的有关规定，对与水接触部位应提出建筑材料、混凝土的抗渗、抗冻等专门要求.海边水工建（构）筑物的结构设计可按现行行业标准《水运工程混凝土结构设计规范》JTS 151的规定执行。

17.5.3水工建（构）筑物的结构安全等级应按二级执行.

17. 5.4水工建（构）筑物应按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行设计,并应符合下列规定：

1所有结构构件均应进行承载能力计算和整体结构的抗倾、抗滑、抗浮及地基基础承载能力的验算，对需要抗震设防的结构，尚应进行结构的抗震承载能力的计算:

2对使用上需控制变形的结构构件,应进行变形验算；

3对使用上要求不出现裂缝的构件，应进行混凝土拉应力计算:对使用上允许出现裂缝的构件，应进行裂缝宽度计算.

17. 5.5混凝土结构应根据设计使用年限、结构所处的环境类别及作用等级提出耐久性要求.结构耐久性设计应符合现行国家标准《混凝土结构设计标准》GB 50010及《混凝土结构耐久性设计标准》GB/T 50476的规定.

17.5.6地震设防烈度为Vl度及以上的水工建（构）筑物应做抗震设防，设计时应分别按现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB 50011、《构筑物抗震设计规范》GB 50191、《室外给水排水和燃气热力工程抗震设计规范》GB 50032及现行行业标准《水电工程水

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工建筑物抗震设计规范》NB 35047执行.水工建（构）筑物抗震设防类别划分及抗震措施烈度应符合现行行业标准《火力发电厂水工设计规范》DL/T 5339的规定.

17. 5.7取排水建（构）筑物和水泵房、钢筋混凝土管/沟、井和调蓄构筑物结构设计应符合国家现行标准《给水排水工程管道结构设计规范》GB 50332、《给水排水工程构筑物结构设计规范》GB 50069和《火力发电厂水工设计规范》DL/T 5339的有关规定.井和调蓄构筑物宜采用钢筋混凝土结构.

17.5.8湿式冷却塔结构应按现行国家标准《工业循环水冷却设计规范》GB/T 50102进行设计.

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18供暖、通风和空气调节

18. ɪ 一般规定

18.1.1燃机电厂供暖系统的设置原则应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660及《小型火力发电厂设计规范》GB 50049的有关规定.

18-1-2供暖通风与空气调节室外空气计算参数的选用应符合现行国家标准‹工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50019 的有关规定。

18.1.3燃机电厂建筑供暖通风与空气调节室内设计参数及系统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/T 5035的有关规定.烟气脱硝系统建筑物供暖通风与空气调节系统设计应符合现行行业标准《火力发电厂烟气脱硝设计技术规程》DL/T 5480的有关规定.

18.1.4厂区建筑集中供暖热媒及其参数的选择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/T 5035的有关规定。当联合循环发电机组采用单台汽轮机抽汽作为供暖热源时，应设备用汽源。简单循环燃机电厂的集中供暖系统无可靠热源时,应设置燃气或燃油供热锅炉.

18.1.5有可靠余热可以利用的供暖通风与空气调节系统宜果用余热作为热源。

18.1.6空气调节和降温通风系统的冷源应根据燃机电厂的类型、建设地点的气候条件、建筑规模及冷负荷分布等因素确定。炎热干燥地区降温通风的冷却方式宜采用水蒸发冷却；当有余热或废热可利用时,宜果用漠化裡吸收式制冷机组集中供冷或漠化锂吸收式制冷机组与电动压缩式制冷机组联合供冷.

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18. 1. 7有人值守的控制室最小新风量应满足每人30m7h的卫生要求.

18.1.8燃机及汽机厂房全面通风系统、集中空调系统、集中冷源的降温通风系统、加热站和制冷站宜设置自动监控系统.自动监控系统宜纳人机组或辅助车间的控制系统。设有火灾自报警系统房间的通风和空调设备应与消防系统联锁控制，并应符合现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火标推》GB 50229的规定.

18.1.9供暖通风与空气调节系统的防火防爆设计、建筑防烟和排烟系统设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016、《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229及《建筑防烟排烟系统技术标准》GB 51251的有关规定.

18. 1.10供暖、通风与空气调节系统的消声与隔振应符合现行国家标准《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50019的有关规定。

18.2燃气轮机厂房、先机房和余热锅炉房

18. 2.1联合循环发电机组厂房、燃气轮机厂房、汽机房、余热锅炉房的冬季供暖宜按维持室内温度5C计算围护结构热负荷。计算供暖热负荷时不应考虑设备、管道散热量。

18. 2.2燃机厂房的全面通风系统应符合下列规定：

1多轴联合循环发电机组厂房的燃气轮机区域、汽轮机区域宜分别设置通风系统；

2联合循环发电机组厂房、燃气轮机厂房、汽机房和余热锅炉房宜采用自然进风；当自然进风不能满足温度和噪声控制要求时.应采用机械进风或自然与机械相结合的进风方式；位于炎热干燥和风沙多发地区的上述厂房可分别采用水蒸发冷却送风和过滤送风方式，

3燃气轮机罩壳通风系统室内吸风时,燃机厂房应设置补风系统，严寒地区宜采用机械补风方式且考虑热补偿；

• 88 •

4燃气轮机厂房、单独联合循环发电机组厂房及燃气轮机区域与汽轮机区域相互连通的多轴联合循环发电机组厂房应采用机械排风方式t

5汽机房、余热锅炉房宜采用自然排风；当不能满足温度和噪声控制要求时，应采用机械排风；

6联合循环发电机组厂房、燃气轮机厂房内天然气易聚集的通风死角处应采用导流措施；机械导流装置应选用防爆型并采取防静电接地措施:

7当周围环境有降噪要求时，厂房全面通风系统的进、排风设施应设置消声装置。

18. 2.3燃机厂房的全面通风量应按下列规定计算：

1联合循环发电机组厂房、燃气轮机房应按照排除余热和排除有害气体所需最大风量计算；当燃气轮机罩壳通风系统室内吸风时，进风量应附加室内吸风量；

2汽机房或多轴联合循环发电机组厂房内独立的汽轮机区域应按照排除余热或余湿所需风量的较大值确定；

3余热锅炉房应按照排除余热所需风量确定I

4厂房余热量应仅计列设备及管道散热量；

5联合循环发电机组厂房、燃气轮机厂房夏季排风计算温度不宜低于400，汽机房、余热锅炉房夏季排风计算温度不宜低于 39C.

18.2.4寒冷地区和严寒地区的燃气轮机罩壳室内吸风热补偿方式与计算应符合下列规定：

1厂房通风系统应进行热平衡计算;当在运转层及运转层以下位置补风时，室内计算温度可按16C选取；当在运转层以上补风时，室内计算温度宜取运转层温度和屋面下温度的算术平均值；室外空气计算参数应采用冬季供暖室外计算温度；

2当采用自然补风方式时，补风装置宜在运转层以上位置，

冷风补偿热负荷应计入厂房供暖负荷;

• 89 •

3当采用机械补风方式时.补风系统宜采用送风加热机组，且机组不宜少于2台。

18.2.5单轴联合循环发电机组厂房、多轴联合循环发电机组厂房的燃机区域、燃气轮机厂房应设置事故通风。事故通风设计应符合下列规定：

1事故通风量应按换气次数不小于12次/h计算，厂房空间体积的计算高度应按6m计算；

2事故通风应与厂房内可燃气体浓度检测报警装置联锁；

3对于燃气轮机区域与汽轮机区域相连通的多轴联合循环机组厂房，汽轮机区域全面通凤系统的排风机应与燃气轮机区域的室内可燃气体浓度检测报警装置联锁；

4事故通风机应兼作全面通风使用。

18.2.6燃机厂房、多轴联合循环机组厂房与燃气轮机相连通的汽轮机区域和氢冷发电机组的汽机房全面通风系统的排风设备应采用防爆型.其风机与电机应直接连接.排风设备及管道应采取防静电接地措施.上述厂房屋面的最高点应设置可排除可燃气体或爆炸性气体的避风型自然排风装置。

18.2.7燃机罩壳、排气罩壳应设置通风系统.排风设备应采用防爆型排风机，其台数不应少于2台，其中1台备用.排风管应采用金属管道，并应直接通向室外安全地点。排风设备及管道应果取防静电接地措施。排风口应设置消声装置。

18.2.8联合循环发电机组厂房、燃气轮机房内通风空调系统或装置的进风、排风不应对燃气轮机进气装置造成影响。

18. 2. 9联合循环发电机组厂房、燃气轮机房全面通风的进风口，工艺房间及电气设备间通风、空调系统的进风口、排风口不应设置在爆炸危险区域内。

18.3燃油系统、燃气系统各建筑物

18.3.1油泵房、燃油处理室通风系统的设计原则应符合现行行

♦ 90 •

业标准《发电厂供暖通风与空气调节设计规范》DL/T 5035的有关规定.

18.3.2天然气调压站供暖及通风系统应符合下列规定：

1室内天然气调压站供暖系统设计应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB 50028的有关规定；

2室内布置的天然气调压站、天然气调压站内仪表间及其他存在天然气泄漏危険的房间，平时通风换气量应不小于3次/h,并应设有不小于12次/h的事故通风装置.当自然通风不能满足平时通风要求时.天然气调压站应设置机械通风装置:天然气调压站内仪表间的平时通风应采用机械通风方式；

3当采用机械通风时，排风口应设在室内最高点.通风机、电动机以及电气开关均应为防爆型，电动机与风机应直接连接，室内空气严禁再循环;通风机应全年连续运行.通风机不应少于2台；

4集中供暖地区室内布置的天然气调压站应对冬季通风逬行热补偿:

5事故通风系统应与天然气调压站内可燃气体浓度检测报警装置联锁:

6天然气调压站的室内供暖、通风设备和管道及其附件均应采取防腐措施。

18. 3.3 燃气、燃油启动锅炉房供暖通风设计应符合现行国家标准4锅炉房设计标准》GB 50041的有关规定。

19环境保护与水土保持

19. 1 一般规定

19.1.1燃机电厂的环境保护和水土保持设计应贯彻国家、地方行政管理部门颁发的法律、法规、标准、行政规章等有关规定.

19-1.2 燃机电厂的环保设计方案应以批准的建设项目环境影响报告为依据。燃机电厂项目的水土保持设计方案应以批准的水土保持方案为依据.

19.1.3燃机电厂设计中应采用清洁工艺，对产生的污染物应提出防治措施的要求，治理措施应防止二次污染的产生，处理过程中如有二次污染产生,还应采取相应的治理措施.

19.14燃机电厂的环境保护标志应符合现行国家标准《环境保护图形标志排放口（源）》GB 15562. 1的有关规定.

19.2大气污染防治

19.2.1燃机电厂的烟气排放应符合现行国家标准4火电厂大气污染物排放标准》GB 13223和《环境空气质最标准》GB 3095的有关规定，污染物排放总量应满足地方要求。当地方有特殊排放规定时，还应符合地方的有关要求.

19. 2. 2启动锅炉烟气排放应符合现行国家标准《锅炉大气污染物排放标准》GB I3271的规定.当地方有特殊规定时,还应符合地方的有关要求.

19. 2.3烟囱的高度和形式应按批复的环境影响评价报告确定。

19. 2.4燃机电厂应根据环评批复要求，确定是否设置脱硝装置.

• 92 •

19.3 废水处理

19∙3.1燃机电厂应优化水量平衡，减少废水排放；各生产专业场所排出的各种废水和污水，应按清、污分流的原则分类收集和输送,并应根据其水质、复用和排放要求进行处理。排水应符合批复的环境影响评价报告的要求.

位于城市的燃机电厂，生活污水宜优先考虑排入城市污水系统,其水质应符合现行国家标准《污水排入城镇下水道水质标准》 GB/T 31962或当地地方排放标准的有关规定.循环水排水宜排入雨水管网.工业废水经处理达标后宜纳管排放.

19.3.2采用地表水源的直流供水系统的联合循环燃机电厂，应采取措施防止温排水对受纳水域影响区内的主要水生生物造成有害影响。

19.4噪声防治

19.4.1燃机电厂噪声对环境的影响应符合现行国家标准4工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348和《声环境质量标准》GB 3096的有关规定.

19.4.2噪声应首先从声源上进行控制,要求设备供应商提供符合国家规定噪声标准要求的设传。对于声源上无法控制的生产噪声应采取有效的隔声、消声、吸声等控制措施。燃机电厂噪声控制应符合下列规定：

］主要噪声源应相对集中，力求高、低噪声区分开布置；

2高噪声区宜远离敏感目标.主要噪声源不宜靠近厂界布置.

19.4.3露天布置的燃气轮机，其罩壳内的向外通风排汽装置应根据噪声值控制要求采取消声措施.

19.5环境保护监测及管理

19. 5. 1燃机电厂应设置环境监测站，并应符合现行行业标准《火

• 93 •

电厂环境监測技术规范》DI√T 414的规定.

19.5.2燃机电厂应安装烟气连续监测系统。监测方法应符合现行行业标准《固定污染源烟气（SO八NO.、颗粒物）排放连续监测技术规范》HJ 75的规定.以天然气为燃料的燃气轮机自动监测因子至少应包括飯氧化物、二氧化硫、颗粒物等，至少应每季度监测一次；其他燃料的燃气轮机自动监测因子至少应包括氮氧化物、二氧化硫、颗粒物。排气筒废气监测应同步监测烟气参数（温度、湿度、流速、含氧量、压力等）.烟气连续监测系统的监测点应优先选择在烟囱上并应符合现行行业标准《固定污染源烟气（50?、 N0.、颗粒物）排放连续监测技术规范》HJ 75的规定。

19.5.3燃机电厂废水外排口应按规范设计，应装设水量水质监测装置.并应有专门的标志。

19. 6水土保持

19. 6. 1水土保持工程设计应符合现行国家标准《生产建设项目水土保持技术标准》GB 50433、《水土保持工程设计规范》GB 51018的有关规定.

19.6.2水土流失防治应符合现行国家标准《生产建设项目水土流失防治标准》GB/T 50434的规定.

19.6.3水土保持监测应符合《生产建设项目水土保持监测规程（试行）》的规定.

• 94 •

20消防、职业安全与职业卫生

20.0.1燃机电厂消防设计应符合现行国家标准《火力发电厂与变电所设计防火标准》GB 50229的有关规定。

20.0.2燃机电厂的设计应贯彻"安全第一、预防为主、防治结合” 的方针。新建、扩建工程的职业安全和职业卫生设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。

20. 0. 3燃机电厂的职业安全和职业卫生设计应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660和《小型火力发电厂设计规范》GB 50049的有关规定。

20.0.4 燃机电厂中燃气轮机厂房或联合循环发电机组厂房、天然气调压站等易燃、易爆危险场所以及地下建筑的防火设计,应符合现行国家标准《火力发电厂与变电所设计防火标准》GB 50229、《建筑设计防火规范》GB 50016、《建筑防烟排烟系统技术标准》GB 51251和《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183等的有关规定。

20.0.5燃机电厂中有爆炸危险的设备及有关电气设施、工艺系统设计及土建设计应按照不同类型的爆炸源和危险因素采取相应的防爆措施.防爆设计应符合国家现行标准《建筑设计防火规范》 GB 50016、《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058、《电力工程电缆设计标准》GB 50217、《交流电气装置的接地设计规范》GB/T 50065、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620等的有关规定。

20.0.6燃机电厂的职业安全与职业卫生检测监督站可与环境监测站合并设置。

20. 0. 7工作场所的工频电场、噪声及振动应委托有监测资质的单位进行监测.

• 95 ♦

附录A机组设计性能指标的计算方法

表Ml纯凝发电机组

序号	項目	符号	单位	计算公式或来源
]	額定功率	P.	kW	热平衡图
2	设计发电热耗率	%E	kJ∕(kW ∙ h)	热平衝图
3	发电设备年利用小时數	Hi	h	- I
4	天然气低位发热量	Qg	kJ∕Nm¹	设计气质资料
5	天然气小时消耗量	Bb	Nm^a/h	热平衡图
6	天然气年消耗■	B.	XlO^tNm³	10*
7	发电热效率	駆	%	^22 X loo 0加
8	年发电量	P∙	×10∙kW ∙ h	10*
9	厂用电率	f	%	计算或同类唄机组经险数据
IO	年供电嚴	F-	X ιo¼w ∙ h	P 貝 100-∙ 匕 X IOO
Il	发电气耗率	如	NmMkW ∙ h)	Qd*
12	折算标煤耗	—	g∕(kW ・ h)	^≡XIO5 抑
13	供电气髭率	\	Nm^j∕(kW ∙ h)	"χ100 一
14	権歌系数	C	—	可取5%~10%
】5	实际发电气耗率	*4	Nm¹∕(kW ・ h)	¼×(1+C)
16	实际供电气耗率	%	Nm^,∕(kW ∙ h)	⅛×<1+C)

注"气体体积Nm3的参比条件是l01.325kPa.20C.

2 机组頻繁启停时•裕量系数C司取上限.

• 96 •

表A.2工业供热机组

序号	项目	符号	偉位	计算公式或来源
—	饨凝发电工况
I	額定功率	Pn	kW	热平衡图
2	没计发电热耗率	9匠	kJ/《kW ∙ h)	热平衡图
3	发电热效率	甲	%	出2x1。。 %∏*
二	額定供热工况
4	机组出力	P_t	kW	热平衡图
5	無定供热■	Qt	kj/h	热平衡图
6	年供热量	Q”	GJ	热负荷需求
7	供热年利用小时数	H?	h	QuXlO° Q_f
8	天然气低位发热量	Qdw	kJ∕Nmⁱ	热平衡图
9	天然气小时消耗量	B_h	NmVh	热平衡图
10	天然气年消耗蹴	B.	XlO⁹Nm¹	BhX修 10®
11	年发电量	尸・	× 10⁹kW ・ h	PBH2 10"
12	厂用电率	g	%	计算或同类型机组经验数据
13	年供电量	P"	xιo⁹kw ∙ h	P X IOOr 100
14	热电比	8	%	Q- PM X 3600
15	供热气耗率	伍	Nm*∕GJ	10* Qd. XO. 95
16	发电气耗率	M	Nm³∕<kW ・ h)	B_tl-瓦乂 QJlB
17	供电气耗率	%	Nm^s∕(kW ∙ h)	_a 乂 IQQ 瓦K述二

• 97 •

续凄A. 2

序号	項目	符号	単位	计算公式或来源
18	裕融系数	C	—	可取5%〜10%
19	实际发电气耗率	Ai,	Nm)/(kW∙ h)	¼_r×(l+C>
20	实际供电气耗率	J	Nm*∕(kW ・ h)	%XC1+C)
21	全厂热效率	X	%	3600X P∙ + Q∙" QgX民
22	发电设务年利用小时数	H，	h	Λ 凡

注:1气体体积N0?的参比条件是Iok 325kPa*20C.

2机组照繁启停时•権量系数C可取上限.

3计算供热气耗率时.琮合考虑斜炉换热效率和管道效率，可取0.9〜1.通常

取 0. 95.

* A.3供憲机组

序号	项目	符号	单位	计算公式或来源
—	纯凝发电工况
1	額定功率	P_ft	kW	热平街图
2	设计发电热耗率	¾"	kJ∕(kW∙ h)	热平衝图
3	发电热效率	事	%	≡°X100 5n∙
4	天然气低位发热It	Qd.	kJ∕Nm^s	设计气质资料
5	天然气小时消耗量	及	Nm"h	热平衝图
6	年发电■	P*	×10^,kW ∙ h	计划电験
7	发电设备年利用小时数	H₃	h	生
二	供限期額定供焦工况
8	机组出力	Pm	kW	嬉平衝图
9	額定供热量	Vs	kj/h	热平衝图
10	供暖期供热量	Q*n	GJ	焦负荷分析

• 98 •

续表A. 3

序号	项目	符号	单位	计算公式或来源
11	供1«期供热利用小时数	Hr	h	Q_gB X 10* q≡∏
12	天然气小时消耗It	%	Nm³/h	热平衝图
13	供膿期耗年量	Bm	X J 0^, Nm⁵	IO⁴
14	供值期发电量	Ptn	X 10*kW ∙ h	IO¹
15	厂用电率	%	%	计算或同类型机组经验数据
16	供暖期供电量	FE	XlO*kW ∙ h	尸• 100
17	供暖期热电比	F	%	Q_Bn FE X 3600
18	供暖期供熱气耗率	%	Nm¹ZGJ	10* Qd*XO∙ 95
19	供暖期发电气耗率	bg	Nm^j∕(kW* h)	BEiQX "】06
20	供販期供电气耗率	片	NmVCkW ∙ h)	a 一 iθɑ
21	供Ie期全厂热效率	¼w	%
三	非供暖期纯凝发电工况
22	非供暖期发电險	Pf.	X 10^,kW ∙ h	P-Pn
23	非供暖期发电小时数	Hu	h	Pt, K
24	非供暖期耗气■	麻	X】0* Nm3	B*X% ^-
25	厂用电率	%	%	计算或同类型机组经验数据
26	非供暧期供电量	Pm	×10⁹kW - h	IOO

• 99・

续表A. 3

序号	项目	符号	単位	计算公式或来源
27	非供鹽期发电气耗率	3	Nπ√∕(kW ∙ h)	修。
28	非供暖期供电气耗率	小吋	Nm^j∕(kW ∙ h)	A X ¹⁰⁰ ^6\|"^X100*e_fn
IS	全年技术指标
29	年发电债	P.	×10⁹kW - h	本表第6项
30	年供电量	P"	×10^,kW ∙ h	PK + PZ
31	年供热量	QG	GJ	本表第10项
32	天然气年消耗■	B.	XIO^5tNmVa	B<_β÷Bf_θ
33	年供热气耗率	‰	Nm³ZGJ	本表第18项
34	年发电气耗率	几	Nm³ZCkW ∙ h)	8. X 10*-^_iwXQ_bb P.X10，
35	年供电气耗率	%	Nm³/(kW ∙ h)	凤 XIOB-⅛_BXQ_rlP_aeXlO^e
36	裕量系数	C	—	可取5%~10%
37	实际年发电气耗率	6"r	NmV CkW ∙ h)	九XU+C
38	实际年供电气耗率	U	Nm³∕<kW ∙ h)	6_#r X (1+0
39	全厂热效率	什	%	3600XP∙ + Q∙(HXQ₁, QgX 3・ X∣°°

注:]气体体积Nma的参比条件是10]. 325kPa∙20C.

2机组頻繁启停时•裕量系数（‘可取上限.

3计算供热气耗率时•綜合考虑锅炉换热效率和管道效率.可取&9〜丨•通常

取 0. 95.

・ 100 •

本标准用词说明

I为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：

1）表示很严格，非这样做不可的：

正面词采用"必须"，反面词采用"严禁"；

2）表示严格，在正常情况下均应这样做的：正面词采用"应"，反面词釆用"不应"或"不得"；

3）表示允许稽有选择.在条件许可时首先应这样做的：正面词采用"宜",反面词采用"不宜\

4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用"可:

2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为「应符合…… 的规定''或"应按……执行工

• IOl •

引用标准名录

《混凝土结构设计规范》GB 50010

《建筑抗震设计规范》GB 50011

《Ql、IV级铁路设计规范》GB 50012

《建筑设计防火规范》GB 50016

《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50019

《城镇燃气设计规范》GB 50028

《压缩空气站设计规范》GB 50029

«室外给水排水和燃气热力工程抗震设计规范》GB 50032

《建筑采光设计标准》GB 50033

《动力机器基础设计标准》GB 50040

《锅炉房设计标准》GB 50041

《小型火力发电厂设计规范》GB 50049

《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058

《3〜IIOkV高压配电装置设计规范》GB 50060

《电力装置电测量仪表装置设计规范》GB/T 50063

《交流电气装置的接地设计规范》GB/T 50065

《给水排水工程构筑物结构设计规范》GB 50069

《石油库设计规范》GB 50074

《工业企业噪声控制设计规范》GB/T 50087

《工业循环水冷却设计规范》GB/T 50102

《石油化工企业设计防火标准》GB 50160

《氢气站设计规范》GB 50177

《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183

‹掏筑物抗震设计规范》GB 50191

• 102 •

《电力工程电缆设计标准》GB 50217

《建筑内部装修设计防火规范》GB 50222

《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229

《输气管道工程设计规范》GB 50251

《电力设施抗震设计规范》GB 50260

《给水排水工程管道结构设计规范》GB 50332

《机械通风冷却塔工艺设计规范》GB/T 50392

《生产建设项目水土保持技术标准》GB 50433

《生产建设项目水土流失防治标准》GB/T 50434

《混凝土结构耐久性设计标准》GB/T 50476

《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660

《电厂动力管道设计规范》GB 50764

《水土保持工程设计规范》GB 51018

《建筑防烟排烟系统技术标准》GB 51251

《低中压锅炉用无缝钢管》GB 3087

《环境空气质量标准》GB 3095

《声环境质量标准》GB 3096

《爆炸性环境第14部分：场所分类爆炸性气体环境》GB 3836. 14

《地表水环境质量标准》GB 3838

《氢气使用安全技术规程》GB 4962

《高压锅炉用无缝钢管》GB/T 5310

《生活饮用水卫生标准》GB 5749

《隐极同步发电机技术要求》GB/T 7064

《同步电机励磁系统》GB/T 7409

《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163

《污水综合排放标准》GB 8978

《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T 9711

《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T 12145

• 103 •

《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348

《火龟厂大气污染物排放标准》GB 13223

《锅炉大气污染物排放标准》GB 13271

《燃气轮机采购》GB/T 14099

（继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285

《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T 14976

《环境保护图形标志排放口（源）》GBI5562. 1

《天然气》GB 17820

《城镇污水处理厂污染物排放标准》GB 18918

《压力管道规范工业管道》GB/T 20801

《钢质管道外腐烛控制规范》GB/T 21447

《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448

«埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T 23257

《污水排入城镇下水道水质标准》GB/T 31962

《火电厂环境监测技术规范》DL/T 414

《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620

（发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》DL/T 712

《同步发电机励磁系统技术条件》DL/T 843

《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》D1√T 956

‹燃气-蒸汽联合循环机组余热锅炉水汽质量控制标准》DL/T 1924

《火力发电厂试验、修配设备及建筑面积配置导则》DL/T 5004

《火力发电厂土建结构设计技术规程》DL 5022

《火力发电厂建筑装修设计标准》DL/T 5029

《火力发电厂总图运输设计规范》DL/T 5032

《发电厂供暖通风与空气调节设计规范》DL/T 5035

《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T 5044

《发电厂度水治理设计规范》DL/T 5046

《水工混凝土结构设计规范》DL/T 5057

• 104 •

《发电厂化学设计规范》DL 5068

《发电厂保温油漆设计规程》DL/T 5072

《火电厂和核电厂常规岛主厂房荷载设计技术规程》DL/T 5095

《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》DL/T 5136

《火力发电厂厂用电设计技术规程》DL/T 5153

《发电厂油气管道设计规程》DL/T 5204

《火力发电厂水工设计规范》DL/T 5339

《高压配电装置设计规范》DL/T 5352

《火力发电厂热工保护系统设计技术规定》DL/T 5428

《火力发电厂热工电源及气源系统设计技术规程》DL/T 5455

《火力发电厂烟气脱硝设计技术规程》DL/T 5480

《电力工程交流不间断电源系统设计技术规程》DL/T 5491

《发电厂节水设计规程》DL/T 5513

《火力发电厂供热首站设计规范》DL/T 5537

《火力发电厂间接空冷系统设计规范》DL/T 5545

《厂矿道路设计规范》GBJ 22

《固定污染源烟气（SOz、NO”、颗粒物）排放连续监测技术规范》

HJ 75

《燃气-蒸汽联合循环设备采购基本信息》JB/T 8953. 1

《燃气-蒸汽联合循环设备采购汽轮机》JB/T 8953.2

《燃气-蒸汽联合循环设备采购余热锅炉》JB/T 8953.3

《水运工程混凝土结构设计规范》JTS 151

《海港总体设计规范》JTS 165

《河港总体设计规范》JTS 166

《水电工程水工建筑物抗震设计规范》NB 35047

《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》SY/T 0516

• 105 •

中华人民共和国电力行业标准

燃气-蒸汽联合循环电厂设计规范

DL/T 5174—2020

代替 DL/T 5174—2003

条文说明

修订说明

《燃气-蒸汽联合循环电厂设计规范》DL/T 5174-2020,经国家能源局2020年10月23日以第5号公告批准发布.

本标准是在《燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定》DL/T 5174-2003的基础上修订而成的，上一版的主编单位是华东电力设计院, 主要起草人有：吴邦本、隨亟］、袁因、刘升华、傅焕兴、陈存恩、祝应珍、陈卫星、邹昌泉、杨金珠、杨兆元、徐飙、李晓建、顾承隆、邵济仁1、施华彪、廖内平、王玮.

本标准在编制过程中，认真总结和吸收我国近年来燃机电厂工程设计实践经验，完成了《燃机电厂爆炸危险区域划分专題报吿》《厂址选择、总体规划及总平面布置专题报告》《机组选型专题报告》《低热值燃机及系统设计专题报告》《主厂房区域布置及检修专题报告》《烟气脱硝系统专题报告》《燃机电厂燃料供应调研专题报告（天然气部分）》《燃机和余热锅炉等主机设备停机保养专题报告》《发电机出目断路器及启备电源配置方案专题报告》《燃机电厂 "黑起动电源"配置专题报告》《燃气-蒸汽联合循环电厂直流系统配置专题报告》《除盐水系统调研报告》《废水处理系统调研根告》《燃机电厂通风专题报告》和《噪声治理专题调研报告》共15份专题报告.

本标准修订遵循的主要原则:

1.本标准的修订总结了原标准实施卜几年的经验.结合近年燃机电厂工程的设计实践.积极消化吸收国外燃机工程的先进经验和技术，贯彻安全、可靠、经济、适用、符合国情的电力建设原则.

2.本标准的条款与现行的国家标准、行业标准相协调，相关

• 109 •

具体要求严于国家标准，本标准的编制内容积极参考了国外先进标准。

3.本标准突出了燃气-蒸汽联合循环电厂设计特有的技术内容,对相关国家标准或行业标准中已包含的条文按引用标准处理.

4.本标准的编写具有可操作性.

5.有关安全防爆、消防等技术要求体现在了相关专业章节中.

6.本标准燃料范围包括中低热值合成气，相关专业内容涵盖了其技术要求。

为便于广大设计、施工、运行等单位的有关人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定，编制组按章、节、条顺序编制了本标准的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明和解释，但本条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握规定的参考.

• IlO •

1 总则.........................................................（115）

3 基本规定 .........................................................（116）

4 厂址选择 ............................... （118）

5总体规划及总平面布置.......................................（120）

5.1总体規划......................................................（120）

5.2 总平面布置 .................................... （122）

6 机组选型.........................................................（130）

6. 1 主机选型................ （130）

6∙2工况定义 ......................................................（131）

6.3 机组参数选择及匹配 ..........................................（131>

7主厂房区域布置................................. （133）

7.1 一般幾定......................................................（133）

7.2燃气轮机及其辅助设备布置 .................................（141）

7.3余热锅炉及其辅助设备布置 .................................（143）

7.4 汽轮机布置 ...................................................（143）

7.6 维护检修 ..................................... （144）

8燃料供应设备及系统..........................................（146）

8.1燃油系统及设备...........................-......-............（146）

8.2天然气系统及设备 ................. （150）

8.3中低热值合成气系统及设备.................................（160）

9燃气轮机设备及系统 ..........................................（162）

10余热锅炉及系统................................................（163）

10.1余热锅炉设备................................................（163）

10.2 烟气系统......................................................（164）

• 111 •

10∙3 给水系统・..................... (164>

10.5 烟气脱硝系统................................................《165)

ɪɪ汽轮机设备及系统-....................................... (166)

12 水处理系统 ............... (170)

12. 1 除盐水制备 ................... (170)

12.2凝结水精处理............................................... (171)

12.3热力系统的化学加药和水汽取样........... (172)

13 仪表与控制 .......... (175)

13. 1 一般规定.............................................. (175)

13.2 自动化水平........................................................... (175)

13.3控制方式及控制室 .......... (17S>

13.4 检测与仪表.................................................(175)

13.5 机组保护.................... (176)

13.8报警……..................................... (176)

IX 10仪表导管、电缆及就地设备布置 ........... (176)

14 电气设备及系统 ................................................(177)

14.1发电机与主变压器................. (177)

14.2 电气主接线........ (179)

14*3 厂用电系统.......... (180)

14.4燃气轮机启动电源 ..........................................(183)

14.5直流及交流不间断电源系统............. (184)

14.6电气监控及元件继电保护....................................(184)

14.7电缆选择与敷设 ........................................... (186)

14.8 其他电气设施................................................(186)

15 水工设施及系统............................................... (188)

15. I 水源和水务管理 ............................................. (188)

15.2湿冷系统和空冷系统..........................................(188)

15.3取水构筑物和水泵房..........-........ (189)

15.4 管道和沟柒 ...................... (189)

• 112 -

15.5 冷却设施...................... (189)

16辅助及附属设施 .......... (190)

17 建筑与结构..................................................... (191)

17.1 -般现定...................................................... (191)

17.2建筑设计 .......................................*........................ (191)

17.3结构设计................................................. (193)

17.4构筑物设计................................................ (193)

17.5水工建(构)筑物设计................*......................... (193)

18供暖、通风和空气调节................................... (195)

18.1 一般现定............................................…….…(195)

18.2燃气轮机厂房、汽机房和余热锅炉房........................(196)

18.3燃油系统、燃气系统各建筑物…•♦-...........................(201)

19环境保护与水土保持......... ..............................-(203)

19. 1 -般规定............................. <203)

19.2大气污染防治"............................ (203)

19.3 废水治理............................................ (204)

19.4 喋声防治................ *........ (204)

19.5环境保护监测及管理.................. (205)

20 消防、职业安全与职业卫生 ......................... (206)

・]13 *

1总则

1.0.2《燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定》DL/T 5174-2003（以下筒称原标准）适用新建、扩建燃气轮机标准额定出力为25MW〜 250MW级的简单循环和燃气-蒸汽联合循环电厂.本标准适用范围调整为25MW~500MW级的简单循环、联合循环纯凝发电和热电联产电厂设计.主要由于目前H级燃机已逐步推广工程使用.同时，取消了原标准中关于额定标准处理小于25MW级可参照使用的相关描述，

本标准的余热锅炉为无补燃型.

• 115 •

3基本规定

3. 0.7燃机电厂的公用设施在有条件时宜借助邻近的公共服务基础设施.如生活污水处理、消防车等，可在满足相关标准的情况下，由电厂所在地统筹负责，以减少电厂初投资和人员编制.

3.0.8燃机电厂所用燃料易燃易爆，防爆安全在燃机电厂事关重大.如何在设计中正确划分爆炸危险区域，从而合理地果取相应的措施；如何按级选用防爆电气设备，这些问题都事关燃机电厂的安全和工程投资的合理性.据了解.国内、国际主要燃机厂商对燃机岛的爆炸危险区域划分主要根据现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058、《爆炸性环境第14部分：场所分类爆炸性气体环境》GB 3836. 14、国际电工委员会标准《爆炸性气体环境用电气设备第IO部分I 危险场所分类》IEC 60079-10和美国标准《I类、0区、1区和2 区石油设施电气设备位置分类的推荐实施规程》APl RP 505 的相关规定。

现行国家标准《爆炸性环境》GB 3836系列标准完全等同或等效于国家电工委员会标准《爆炸性气体环境用电气设备》IEC 60079系列标准。现行国家标准《爆炸危险环境电力装實设计规范》GB 50058的编制主要依据IEC 60079和API RP 505,关于爆炸危险区域划分的方法类似.

根据对东方电气、上海电气和GE公司的燃机厂房区域爆炸危险区域的划分范围调研，各燃机厂商对燃机厂房区域内的燃气系统相关爆炸危险区域的分区是一致的，但在区域范围上略有不同。因此，建议设计时要求燃机厂商提供分区区域以及每个分区

• 116 •

的范围作为主要设计参考依据.

厂区天然气系统主要包括天然气调压站、前置模块、燃气启动锅炉以及厂区天然气管道.其区域可根据释放源性质参考上述国标的附录示例进行划分.

• 117 •

4厂址选择

4.0.1燃机电厂主要向地方或区域供应电力，为电网调峰或带中间负荷起到非常重要的作用，也可承担基本负荷.所以燃机电厂的厂址选择首先应研究中长期电力规划、电网结构及电力负荷. 燃机电厂的厂址选择除应考虑上述相对比较重要的因素外，还应考虑城镇规划、厂址地形、地质及水文气象自然条件、水源、相美企业关系、交通运输、环境保护和人文历史等方面的因素.

4.0.2本条文为节约用地的原则，工程设计中有许多节约用地措施.例如：尽量利用非可耕地和劣地，围海造地，造地还田，减少取、弃土场地，防止水土流失等.

根据《电力工程项目建设用地指标》，大、中型燃机电厂用地面积约为0. ln?/kW〜0.2π√/kW.小型燃机电厂用地面积约为 O. 2m'∕kW~0. 3mⁱ∕kW₀

4. 0.3本条文列出厂址选择时必须避开有严重问题的不良地质现象地点.厂址选择时所涉及的不良地质现象很多，例如：采空区•岩溶发育、滑坡、泥石流区域，地震断裂带，古墓空穴，石油地质勘探爆破孔洞，人工地下工程等.厂址选择工作进行时应对上述地质现象做详细的研究，当厂址位于地质灾害易发区内时，应根据地质灾害危险性评估报告的结论，确定厂址的适宜性，并采取相应的防范措施.

4.0.4空气中悬浮固体颗粒物易堵塞燃机压气机进风口灌网孔，对其运行影响较大。燃机电厂选择时宜避开沙尘暴严重地区，不应建在硅酸盐等建材厂附近.

4.0.5燃机电厂的燃料主要是天然气和油，所以运输方式主要考虑管道、水运、公路及铁路运输。天然气采用管道运输时，应重点

• 118 •

分析研究区域天然气管网及天然气输气站布局，同时应合理规划天然气输气站与厂址之间的天然气管廊。

4.0.6随着燃机电厂规模扩大、出线电压等级的提高及出线回路数的增多，出线走廊规划变得十分重要。出线走廊的规划所涉及的面很广，应与城镇规划协调一致，并得到城镇规划部门的支持. 禁止在规划的出线走廊下再规划其他项目用地。在已实施的工程项目中常因出线走廊宽度不足或已规划的出线走廊被其他项目占用，引起大量拆迁，产生不合理的费用支出.

4. 0.7燃机电厂噪声主要来自燃气轮机、余热锅炉、天然气调压站、冷却塔等.燃气轮机噪声相对汽轮机噪声要大，尤其是露天燃气轮机噪声更大.现行国家标准《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348中对厂界环境噪声排放限值根据厂界外声环境功能区不同类别各有明确规定.在人口稠密的经济发达地区，燃机电厂厂址与居民区的距离一般不小于120m~150m.利用噪声的自然衰减，使周围环境达标.若受条件限制不能满足时，则必须对噪声进行综合治理，除了对燃气轮机等主要噪声源实施局部降噪声外，还必须在噪声的传播途径上采取适当的措施来阻断噪声的传播，如隔声厂房或设置隔声屏障等.在选择厂址时也要尽量远离居民区等噪声敏感区。

4. 0.8近年来，供热燃机电厂越来越多。这类燃机电厂选择厂址时应先了解项目所在地区的热负荷分布、供热方式及热网概况，并根据所处城镇或工业区的规划.使厂址尽量靠近负荷中心，缩短管道输送长度，减少热损失.

• 119 •

5总体规划及总平面布置

5.1总体规划

5. 1.1本条文是燃机电厂全厂总体规划的一般要求■全厂总体规划只有对厂内、外的各种要素进行统筹安排，才能取得良好的技术经济效果.

5.1.2在总体规划中应遵循节约、集约用地的原则。厂址选择中节约用地主要表现在用什么土地，总体规划中节约用地的内涵是在已选定的场地上节省多少土地，而且不应提前使用土地.

5.1.3随着工业的发展和人民生活水平的提高，国家对环境保护、水土资源的保护要求越来越高。燃机电厂总体规划必须严格执行国家现行的有关环境保护与水土保持等的法律法规.减少填、挖方工程量，尽量减少破坏原有的地形、地貌，保持原有的植被，减少水土流失,有组织地处理地上及地下渗透水，防止污水污染地表、地下水源；露天燃气轮机加防护罩或将其改为布置在室内；设置隔声屏障等措施都可以减少环境污染.

S.1.4如果仅对燃机电厂的一期厂外供排水设施规划考虑得比较详细.而对于规划容量、相邻企业岸线利用情况研究不够深入，有时会导致无法充分利用宝贵的深水岸线，使得电厂的扩建规模受到限制.本条文强调了总体规划时应按规划容量统一规划厂外供排水设施.并与邻近企业岸线规划相协调。

5. 1.5出线走廊宽度主要取决于进、出线回路数及电压等级。规划走廊宽度时应按最终进、出回路数及相应电压等级计算"同时出线走廊规划应与厂区总体规划相协调。

5. 1.6近年建设的燃机电厂大多燃天然气，采用管道运输.早期建设的燃油燃机电厂或以LNG为燃料的燃机电厂较多采用公

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路、水运或铁路运输燃料.燃料的运输方式应根据燃料品种、管网规划、运输条件及运价进行综合比较后合理选择。

5.1.7天然气管网是跨区域国家级管网，天然气田的开发、管网规划、天然气输气站的布局及建设计划与整个国民经济发展计划、工业布局密切相关.因此，燃天然气的燃机电厂的总体规划首先应研究天然气管网规划、天然气输气站的布局，再研究管网建设周期与燃机电厂建设是否一致，同时要考虑天然气输气站至厂址的管廊是否符合城镇总体规划，是否能满足消防要求。

5. 1.8天然气是易燃、易爆气体，采用管沟敷设时泄漏气体如果在管沟内聚积，与沟内空气达到一定比例或遇明火时易产生爆炸，所以天然气管应采用直埋或架空敷设。对于厂外管道，埋地较架空更经济安全.占地少，不影响交通和农业耕作，应优先采用.但在地质条件不良的地区或其他特殊自然条件下，经过经济对比•如果采用埋地敷设投资大、工程量大、对管道安全及寿命有影响，也可采用架空敷设.

原标准根据《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-1993（已作废）中“油气田内部集输管道"章节.列出"厂外埋地原油集输管道与建（构）筑物的防火间距表”及“厂外埋地天然气集输管道与建（构）筑物的防火间距表二而《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-2004对"油气田内部集输管道"章节做了重大修改，由"距离安全"改为“强度安全"，向国际标准接轨，删除了上述防火间距表.因此，本次修订也相应取消了原标准中的防火间距表.

5. 1.9由于采用水路运输燃油的燃机电厂很少，原条文所列出的关于油品码头的设计要求在现行行业标准《海港总体设计规范》 JTS 165和《河港总体设计规范》JTS 166中均有详细规定，且现行行业标准《火力发电厂总图运输设计规范》DL/T 5032中也有引用.因此为避免重复，本次修订对关于油品码头设计要求的原标准中的条文进行了删减。

• 12] •

5. LlO原标准中《工业企业标准轨距铁路设计规范》GBJI2一 87已于2012年12月起由《ID、IV级铁路设计规范》GB 50012-2012替代.燃机电厂的铁路专用线及站场设计应符合现行国家标准《IC、IV级铁路设计规范》GB 50012的有关规定。

5.1.11本次修订参照现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22列出了厂外道路主要技术指标.按照规定，三级厂矿道路的设计速度宜采用40km/h,当山区电厂受地形、地质条件限制时可采用 30kπ√h.

5.2总平面布置

5. 2. 1燃机电厂的厂区规划是否合理，不仅体现在本期工程规划是否合理，而且要考虑当燃机电厂达到规划容量时总体规划是否合理。有些工程初期因条件限制，工程规模较小，但规划容量较大，这类燃机电厂若主要考虑本期工程的合理性，而忽略最终规模的合理性，必将造成工程总投资增加及生产运行费用的提高.因此.应按规划容量和本期建设规模统一规划.

5.2.2本条提出了燃机电厂厂区规划的基本原则.

5.2.3燃机电厂内天然气调压站、油库、制（供）氢站、液氨区等建（构）筑物防火要求比较高.熬工、仪表、试验等建筑物防振要求比较高，办公楼等管理建筑防噪声要求比较高。在进行厂区规划时，应在满足生产工艺要求的前提下，根据实际需要将防振要求高的建筑物与振动源、防噪声要求高的建筑物与噪声源保持一定的距离或采取防振、防噪措施.

5.2.4天然气调压站、油罐区、制（供）氢站等在运行过程中易燃或有爆炸危险.为尽量减少事故发生的危害性，宜将上述建（构）筑物布置在厂区的边缘地带.

5.2.5本条规定了燃机电厂主要设施的布置原则。天然气调压站与厂外建构筑物的防火间距应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183中石油天然气站场区域布置防火间

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距的规定.燃机电厂中的天然气调压站可分为含增压装置与不含增压装置.按现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的规定，含增压装置的天然气调压站属于"天然气压气站"，根据生产规模的不同，分属四级或五级天然气站场；不含增压装置的天然气调压站属于"输气站（压气站除外）"，为五级天然气站场. 《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-2004中第4. 0. 8条与第5.2.5条还对天然气放空管的防火间距做出了规定。电厂附属石油天然气工程的布置应按现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183执行。

5. 2.6本条根据燃机电厂的特点仅列出燃机电厂特有建（构）筑物在生产过程中火灾危险性及最低耐火等级，其他的按现行行业标准《火力发电厂总图运输设计规范》DLrr 5032的有关规定执行.

燃气轮机（房）生产过程中的火灾危险性确定为丁类依据如下：

U）燃气轮机的燃料主要是油和天然气.油的火灾危险性不会比天然气的火灾危险性高,能满足燃天然气的燃机电厂的防火规定也能满足燃油燃机电厂的防火要求，所以按燃天然气的燃机电厂确定生产火灾危险性等级.

（2）燃天然气的燃气轮机是天然气在其燃烧室内燃烧，燃烧室是一个封闭的空间.所以符合《建筑设计防火规范》GB 50016-2014表3. 1. 1中丁类的条件.

（3）燃气轮机本体有十分严密的自动火灾报警、灭火系统，能保证本体腔内当天然气达到一定浓度时自动采取各种安全措施.

（4）燃气轮机房内也有一套消防系统，当空气中的天然气达到一定浓度时能自动报警.

综合上述四方面因素，燃气轮机（房）生产火灾危险性确定为丁类，不但能符合《建筑设计防火规范》GB 50016—2014的规定.

• 123 •

而且有一定的保护措施，是合理的.

根据《建筑设计防火规范》GB 50016-2014表3. 3. 1,耐火等级为一级或二级的丁类单层、多层厂房面积大小不限。《火力发电厂总图运输设计规范》DL/T 5032-2018中汽机房的耐火等级为二级，为便于设计*施工，燃气轮机（房）的耐火等级取二级。

天然气调压站生产过程中的火灾危险性确定为甲类依据如下,

（1）根据《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-2004附录A,天然气的火灾危险性类别属于甲B类.

（2）《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006中第6. 5. 18条规定“压缩机室、调压计量室等具有爆炸危险的生产用房应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的'甲类生产厂房'设计的规定".

综合上述因素，天然气岗压站生产火灾危险性确定为甲类.

根据《建筑设计防火规范》GB 50016-2014表3. 3. 1.确定天然气调压站的耐火等级为二级。

燃油处理室生产火灾危险性确定依据如下：燃油处理室生产火灾危险性主要取决于油的闪点，当闪点小于28C时为甲B类，当闪点大于或等于60C时为丙类.两者之间的为乙类.所以燃油处理室的生产火灾危险性应根据油品种类确定，耐火等级均为二级.

5∙2.7本条主要根据现行国家标准《建筑设计防火规藏》GB 50016-2014、《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-2004、《石油库设计规范》GB 50074—2014和相关行业总图运输设计规范.并结合燃机电厂的生产实践，对相关建（构 ›筑物的间距做r 规定.

本次修订主要补充了储油罐、液氨曜与燃机电厂主要建（构）筑物的间距要求.考虑到液氨区内氨气化间、卸氨压缩机室、燃油处理室（乙类油品）等建（构）筑物在生产过程中火灾危险性等级为

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乙类，因此增加了乙类建筑的间距要求.

天然气调压站具有爆炸危险性，属于甲类生产厂房，其与建（构）筑物的防火间距按照《建筑设计防火规范》GB 50016-2014 中表3. 4.1确定，与贮油罐区的间距按《石油库设计规范》GB 50074-2014表4. 0. 16中甲类生产厂房与储罐区的间距确定.

原条文将燃油处理室划分为原油和重油两种类别，界定比较模糊，且与现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183及《石油库设计规范》GB 50074中油品的划分标准不符. 因此本次修订按照上述两个规范，将燃油处理室分为甲B类、乙类或丙类油三种类别，其与建（构）筑物的防火间距按照现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016与《石油库设计规范》GB 50074中的有关规定确定.

本次修订中将储氢罐按总容积小于IOOOm³和IOOOm³~ IoOOOm3两类进行划分。

本次修订参考了《工业企业总平面设计规范》GB 50187-2012中机械通风冷却塔与生产及辅助生产建筑物的最小间距 25m,提出机械通风冷却塔与燃气轮机（房）或联合循环发电机组（房）、余热锅炉（房）的最小间距也调整为25m.

根据《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-2004,燃机电厂的油品与天然气的火灾危险性分类如表1：

表1油品与天然气火灾危险性分类

类别

特征或闪点F_t（C）

挙例

甲

37. 8 C时蒸汽压力＞ 200kPa 的液态煙

液化石油气、天然气凝液、未穏定凝析油.液化天然气

h居‹28的液体（甲A类和液化天然气除外）

2.爆炸下限＜10%（体积百分比）的气体

隐油.松定轻始，汽油、天然气、稳定凝析油、甲辭、硬化氧

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续衰I

类别		特征或闪点E(C)	举例
乙	A	l.28≤F,<45 的液体 2.爆炸下限210%的气体	原油，狼气,媒油
乙	B	45<F,V6O的液体	原油.轻柴油、虢黄
丙	A	60≤E≤120的液体	原油、取柴油、乙解皺，乙二静
丙	B	E>12O的液体	原油、二甘静，三甘静

注：操作温度超过其闪点的乙美薇体携作甲B类液体，操作温度超过其囚点的丙 A类液体視作乙A类液体，操作温度超过裁沸点的丙B类液体视作乙A撲液体；操作温度图过其闪点的丙B类液体视作乙B类液体*

5. 2.8原标准引用了较多现行国家标准《石油库设计规范》GB 50074中关于储油罐区与建(构 )筑物的防火间距及储油罐区内的布置要求等相关内容.本次修订对上述引用内容进行了删减，仅提出应符合现行国家标准《石油库设计规范》GB 50074的相关规定.

5.2.9本条规定是燃机电厂厂内道路布置的基本要求，目的在于保持厂内交通顺畅，满足生产与消防的要求，方便检修。本次修订参照《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229-2019第 4.0.5条，增加了“次要道路……作为消防车道时，路面宽不应小于4m"的规定。

5. 2. IO表5. 2. 10是按现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22的规定编制修订的.

5. 2.丨I本条文主要参照《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660-2011第4. 3.12条修改.燃油设施区围墙形式参照《石油库设计规范》GB 50074—2014第5. 3.3条修改；天然气调压站围墙形式参照《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-2004第5. L 7条与《火力发电企业生产安全设施配置》DL/T 1123-2009第 6. 2. 2. 1条的规定，并综合电厂运行实践后确定；按照《火力发电企业生产安全设施配置》DL/T 1123-2009第6. 2. 3. 1条的规

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定，增加了"天然气前置模块四周设置1. 5m高的围栅”的要求.

5.2.12本条主要根据现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183中的有关规定，并结合燃机电厂的生产经验编制. 5.2.13现行行业标准《火力发电厂总图运输设计规范》DL/T 5032中对发电厂的竖向布置有详细具体的规定.燃机电厂应遵照执行.

5.2.17本条列出了各种管道可采用敷设的方式。酸碱管因管内有酸碱介质，架空敷设当管内介质泄漏时，对地面行人安全构成威胁,所以酸减管宜地沟敷设；天然气、氢气、靈气管地沟敷设时.可能使泄漏气体在管沟内聚积,发生爆炸，因此天然气、氢气、氨气管不宜地沟敷设；为防止电缆燃烧蔓延，在电缆?⅛及电缆隧道在进人建筑物处或在适当的地段应设防火隔断:可架空的管线宜采用综合管架敷设.管线敷设方式很多，在管线规划中要灵活应用，做到管线短捷、流程合理、有利运行、方便维修、近期经济、远期合理.

穿越铁路、道路的地下可燃或易燃易爆管道的防护要求比一般管线更高，当不能满足垂直净距要求时，可采取加防护套管或其他防护措施.其套管端部距铁路、道路边界线的距离系参照《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006第6. 3. 9条的规定编制。

可燃或易燃易爆管道指发电厂内的氢气管、氨气管、天然气管、油管等输送容易着火、爆炸介质的管道，其安全净距要求比一般管线更高.本条按照《11OkV〜75OkV架空输电线路设计规范》 GB 50545-2010表13. 0. 11及《100OkV架空输电线路设计规范》 GB 50665-2011表13. 0. 9-1中关于输电线路与特殊管道的最小垂直距离，确定了架空输电线路跨越架空可燃或易燃易爆管道时的最小垂直净距.

5.2.18表5. 2. 18-1、表5. 2. 18-2中地下天然气管道与建（构）筑物或相邻管道之间最小水平净距的确定依据来自《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006.大型燃机电厂内天然气管道的压力大多数大于4.0MPa,在《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006的正文

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部分没有关于压力大于4. OMPa的天然气管道设计要求的单独章节.但在条文说明第6.4. 14条、第6.4. 15条中则有"压力大于 4. OMPa的燃气管道也可进入四级地区，其设计宜按《输气管道工程设计规范》GB 50251并参照本规范4. QMPa燃气管道的有关规定执行（有关规定主要指：管道强度设计系数、管道距建筑物的距离等）"的规定。由此，电厂天然气管道的设计可参照《城镇燃气设计规范》GB SOO28-2OO6第6.4节（适用于压力大于1.6MPa但不大于4. OMPa）进行确定。该节第6.4. 13条规定：“高压地下燃气管道与构筑物或相邻管道之间的水平和垂直净距，不应小于表 6. 3. 3-1和表6.3. 3-2次高压A的规定."因此，本标准表5. 2.18-1、表5. 2. 18-2中设计压力大于或等于1.6MPa的地下天然气管与建（构）筑物或相邻管道之间的最小水平净距均参考《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006表6. 3. 3-1中压力为L 6MPa的次高压 A燃气管道的间距要求确定,并且管道的安全设计必须满足现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的要求。

地下天然气管与氢气管的间距参考《氢气站设计规范》GB 50177-2005中附录D的规定确定.

表5. 2.18-2中天然气管、油管与道路、管架基础外缘的间距系参考《油田油气集输设计规范》GB 50350-2005附录J制定。

表注4主要参考《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006表 6. 3. 3-1注2"当对次高压A燃气管道采取有效的安全防护措施或当管道壁厚不小于9.5mm时.管道距建筑物外墙面不应小于 6. 5m；当管壁厚度不小于11. 9mm时，管道距建筑物外墙面不应小于3.0m"确定。

表注5参考《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006第6. 4. 13 条的规定制定.

表注6参考《城镇燃气设计规范》GB 50028-2006中表 6 3. 3-1的规定制定。

5. 2.19在电厂综合管架的布置中，可燃或易燃易爆管道、热力管 • 128 •

道与电缆等容易发生事故的管线布置需特别慎重，距离过近容易引发次生灾害。天然气管与电缆的净距系参照氢气管与电缆的净距及《工业企业煤气安全规程》GB 6222-2005中表6. 2. L 4制定。油管与电缆的净距参照《油田油气集输设计规范》GB 50350-2005 附录H确定。

5.2.20原标准规定架空天然气管与丙、丁*戊类生产厂房的最小水平浄距为6m,在改、扩建电厂等场地受限制的工程中都较难满足.本次修订增加的表5.2.20注2,系结合了多年的工程经验，并参照《工业企业煤气安全规程》GB 6222-2005中的表6. 2. 1. 4 所示"一般情况时距房屋建筑为5m；特殊情况时距房屋建筑为 3m"及《油田油气集输设计规范》GB 50350-2015中附录H“站内架空油气管道与建（构）筑物之间最小水平间距"中所示"距有门窗的建筑物墙壁外缘或突出部分外缘3m”确定.

架空输电线路与架空天然气管、甲B类油管的最小水平净距系按照《110kV~750kV架空输电线路设计规范》GB 50545-2010表13. 0. 11及《100OkV架空输电线路设计现范》GB 506652011 表 13. 0. 9-2 确定.

5.2.21燃机电厂应适当绿化，可以美化环境*但绿化设计必须结合电厂功能分区的特点进行。在布置有可燃、易爆生产设施的区域附近应选择含水Wt髙，具有隔热性和耐火性的树种.有利于防火防爆.同时，绿化不应妨碍消防操作，阻挡安全检査.

5.2.22现行行业标准《火力发电厂总图运输设计规范》DIJT 5032中详细规定了发电厂厂址技术经济指标表及厂区主要技术经济指标表应包含的内容.燃机电厂应参照执行，并删除煤灰相关内容.

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6机组选型

6. 1 主机选型

6.1.1本条对机组选型做出规定.

1由于燃气轮机具有启停迅速的特点，并且在国内天然气价格较高,因此国内燃气-蒸汽联合循环机组除热电联供机组外，主要承担的是调峰负荷.但随着天然气开采技术的不断提高.以及中国环保要求对于煤炭燃烧限制的不断加深，也存在燃气-蒸汽联合循环机组承担基本负荷的可能性.国外燃气-蒸汽联合循环机组大部分承担的还是基本负荷.单机容量大的燃气轮机往往级别较高.效率也较高，选择较高效率燃气轮机能获得较好的经济效益.

2政府对热电联产机组（包括燃气机组）的热电比有着明确要求，对于不满足热电比的机组不予核准.对于投产后达不到热电比的机组也可能不安排发电或发电不予结算，因此深入分析热负荷，合理选择机型和机组容量大小对于电厂的经济性非常重要。

3 本款是对原标准第8. 1.3条的修改.增加了热负荷需求.

4各燃机制造商不推荐F级以下机组采用单轴配置。而对于F级及以上等级的联合循环机组.单轴配置设备数量少.布置紧凑，占地面积小，系统相对简单，假如没有供热需求，尽量选用单轴配置。而对于热电联产机组.如果选用单轴机组的话，燃机与汽机在一根轴上，带同一台发电机，汽机如果跳闸，会导致燃机也就是整个机组的停机而无法供热（对于单轴采用3s离合器的机组. 燃机虽然可以独立运行，但由于拖动作用.汽机无法解列维修）；而多轴机组中汽机和燃机各自带一台发电机，汽机如果跳闸，燃机还能够正常发电,其烟气余热还能供热。因此多轴机组在供热稳定

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性及灵活性上要优于单轴机组.

5对于调峰运行机组来说，由于其启停频繁，假如采用"多拖一"的配置方式,会使得每次启动时由于并汽的原因造成启动时间加长.且汽机容易在低负荷区间运行，导致综合效率下降，不利于机组的调峰特性.而假如机组所承担基本负荷，全年启动次数少， "多拖一”配置的汽轮机由于单机容扯较大,单位造价低,效率也有所提高，可提高电厂的经济性。

6.1.2本条对燃气轮机设备选型做出规定。

2本款是原标准第8. 1.2条的保留条文.

3中低热值合成气的燃烧性能较差，因此中低热值燃气轮机的燃烧室与常规燃气轮机不同；燃烧中低热值合成气时,燃气透平工质流量会有不同程度的变化.因此，中低热值燃气轮机的通流部分也与常规燃气轮机不同，否则，压气机就有发生喘振的危险. 6.1.3本条文对汽轮机设备选型做出规定。

2本款是原标准第10. L 6条的修改条文.

3选用背压式汽轮机,必须具有常年持续稳定的热负荷，使其在满负荷运行时，具有很高的经济性.但低负荷时,背压机效率会降低很多。因此若部分热负荷随季节和昼夜而波动时，可由相对调节灵活的抽凝机组承担变化波动的热负荷.

4对于水资源严重缺乏时，建议燃气-蒸汽联合循环中汽轮机采用空冷形式.

6.2 工况定义

6. 2. 1大气温度对燃气轮机的出力、效率和烟气流量影响显著. 所以定义了额定、夏季和冬季工况.用于余热锅炉、汽轮机和发电机等主、辅设备的设计选型.

6.3机组参数选择及匹配

6.3.1本条为新增条文.规定了燃气轮机或联合循环机组在设计

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预定运行条件下基本负荷的主要性能参数。

6. 3.2本条规定了余热锅炉热力参数的确定原贝h

2余热锅炉的设计工况应和燃气轮机在预定运行工况下的排气参数相匹配,处于最佳效率范围内.由于燃气轮机的功率与气象参数有关,所以还应检验余热锅炉在规定的不同气象参数下的蒸汽参数和效率.以满足整个联合循环运行优化.本款中不同气象参数采用本标准第6. 2节工况定义中的夏季工况和冬季工况的边界条件下的气象参数.

3燃用多种燃料机组的余热綱炉在受热面热力参数选择时要考虑燃用主燃料情况下的适用性和安全性，同时由于备用燃料与主燃料含硫量等的区别，还需考虑燃用备用燃料时受热面的安全性和适用性。

6.3.3本条是原标准第10.1.2条的部分条文.

6.3.4本条为新增条文，规定了汽轮机蒸汽压力和温度的选择原则。

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7主厂房区域布置

7.1 -般规定

7. 1. 1本条是原标准第6. 1. 1条的修改条文。为与现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660 一致，将燃机电厂的燃气轮机厂房、汽轮机厂房和余热锅炉区域的布置，也称为主厂房区域布置.燃机电厂的主厂房区域布置根据整个机组的工艺流程和设备型式来确定，既要满足电厂安全运行、检修的需要，又要做到布局紧凑合理，以节约电厂的建设用地和投资.

目前，国内以简单循环方式运行的燃气轮机发电机组几乎全为露天布置，由制造厂提供的紧身罩壳封闭.然而,联合循环燃机电厂的燃气轮机及余热锅炉可露天布置，也可室内布置，视燃气轮机、汽轮机的连接形式和布置方式而定.为力求降低联合循环燃机电厂余热锅炉排烟温度，其汽轮机的热力系统一般不设置多级给水回热系统，汽机房的设备较筒单，布置紧凑合理.

“管线连接短捷、整齐"是指管道、电缆等管线要短，管道阻力要小，并满足补偿要求，同时还要安装方便、整齐美观、扩建灵活.

7.1.2本条是原标准第6. L4条的保留条文.联合循环燃机电厂的主设备布置中要注意燃机与余热锅炉间压损最小，避免使燃气轮机背压升高，减少燃机出力；也使余热锅炉与汽轮机间蒸汽压损最小，从而提高全厂的效率.即经济性.

7. 1.3本条是原标准第6. 1.6条的保留条文和第6. 2节的修改条文.厂区地形对主厂房的布置影响较大，厂区地形不平或高

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差较大.往往要考虑主厂房是否采用阶梯布置。采用阶梯布置时，要特别注意对设备运输、检修等带来不便。施工条件对主厂房布置的影响.主要是指主厂房布置要考虑施工时的大件运输与吊装、施工机具的进出、施工程序与进度等因素。机组轴系的配置方式、燃气轮机的进排气方式、汽轮机的排汽方式对主厂房布置都有影响.

简单循环燃机电厂和麻合循环燃机电厂主厂房布置一般采用不同的布置形式。简单循环燃机电厂的主厂房布置：燃气轮机与发电机为一组，一般组与组之间为平行布置，当场地受限制时，组与组之间可以纵向一直线对称或顺向布置.当组与组之间平行布置时，其宽度满足辅助设备布置及通道要求；当组与组纵向一直线布置时，组与组之间留足发电机抽转子的空间。简单循环燃机电厂布置时，也视工程具体要求和条件，当无明确的限制扩建的规定时，要考虑扩建为联合循环的可能性，即留有安装余热锅炉、汽轮发电机组及其附属设备、发电机出线等条件.

联合循环燃机电厂的主厂房布置随主设备不同有多轴配置和单轴配置两种形式：

（1）联合循环燃机电厂机组的多軸配置，是指燃气轮机与汽轮机分别与各自的发电机连接，以一根以上的轴输出功率（见图1〜图4）.联合循环发电机组多轴配置时，燃气轮机与发电机为一组，对轴向排气的燃气轮机，组与组之间多为平行布置，此时余热锅炉与燃气轮机组以同轴线连续布置较妥（见图1）.

对侧向排气的燃气轮机，组与组之间可纵向一直线布置.也可平行布置。图2为两台燃气轮机布置在同一轴线上,发电机对称布置，两台发电机之间留有抽转子的距离。发电机也可顺列布置. 两台余热锅炉的中心线分别与燃气轮机中心线垂直.汽轮机房和集中控制楼位于一台余热锅炉外例，平行于余热锅炉布置.两台

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燃气轮机主变压器和一台汽轮发电机组主变压器均向同一侧的升压站出线.图3与图2不同的是扌立开两台燃气轮机之间的距离，将汽轮机房布置于两台余热锅炉之间，集中控制楼位于汽机房的顶端.图4为两台侧向排气的燃气轮机平行对称布置。两台余热锅炉处于同一轴线并分别与燃气轮机轴线垂直.在两台燃气轮机与两台余热锅炉构成的H形空间，靠近燃气轮机发电机端布置汽轮机房。

主变

汽轮机房

主变发电机燃机余热構炉

图ɪ多轴配置的燃机轴向排气时机组平行布置

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汽轮机房

图2多轴配置的燃机侧向排气时机组纵向布置（一）

图3多轴配置的燃机侧向排气时机组纵向布置（二）

燃机

旁蹄ifi囱

余痴S炉

集中控制楼

图4多轴配置的燃机側向排气时机组平行布置

汽轮发电机组与常规火电厂相同要求为室内布置。至于汽轮机房相对燃气轮机组的布置形式，一般由主蒸汽管道*循环冷却水、发电机出线和总平面场地条件等因素确定.

(2)联合循环燃机电厂的机组单轴配置有两种形式：一种是以燃气轮机、发电机、同步离合器和汽轮机为一组的组合形式，主要为SlEMENS和ANSALDo公司产品，见图5,另一种是燃气轮机、汽轮机和发电机为一组的组合形式，主要为GE和MHPS的产品，见图6.

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图5单轴配置的余热锅炉-B机-发电机-汽轮机布置

图6单轴配置的余热锅炉-燃机-汽轮机-发电机布置

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图5配置方案发电机在燃气轮机和汽轮机中间，检修抽转子时需将整台发电机吊出或横向平移到旁边，所以对起吊设施和检修场地必须认真考虑，然而，因汽轮机可采用轴向或側向排汽,便于降低整套机组的中心标高.组与组之间可平行布置，方便余热锅炉同轴线连续布置；当然.根据具体情况,组与组之间也可纵向一直线布置（特别是室内布置时）。

对于燃气轮机的布置,燃气轮机的高低位布置与其进气方式有关,典型的进气方式有上进气、下进气和侧进气三种:①对于上进气的布置方式,燃气轮机及其发电机一般采用低位布置，见图7.②对于下进气的布置方式，燃气轮机及其发电机一般采用高位布置，见图8.③对于側进气的布置方式,燃气轮机及其发电机有高位布置, 也有低位布置.高位布置一般为发电机在端头、汽轮机位于燃气轮机和发电机中间的单轴配置联合循环机组，汽轮机下排汽需要，从而整套机组需布置在运转层上.抬高了机组的中心标高（但也有利于辅机、厂用电的安置），见图9.低位布置一般为简单循环、多轴联合循环的燃汽轮机机组（见图Kn以及发电机位于燃气轮机和汽轮机之间,且汽轮机为轴向排汽的单轴联合循环机组，见图11.

图7燃气轮机上进气布置

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图8燃气轮机下进气布置

图9燃气轮机侧进气高位布置

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图10燃气轮机側进气低位布置（一）

图H燃气轮机侧进气低位布置（二）

对于余热餅炉的布置.一般与燃气轮机-汽轮机组同轴线布實:对于老厂扩建或改造，如受场地限制，也可以结合实际情况选择最佳的布置方案.

7.2燃气轮机及其辅助设备布置

7.2.1本条是原标准第6.3. I条的修改条文.根据调査.简单循环的燃气轮机发电机组或联合循环多轴配置的燃气轮机发电机组既有露天布置.又有室内布置.露天布置具有结构简单、安装方便、建设快等优点.室内布置具有噪声控制效果好，在安装、检修维护阶段设备临时保护工作趾小，检修便利、安全,检修起吊设施

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费用低等优点.国内早期引进的E级燃机大多数采用露天布置，运行经验丰富，技术也较为成熟，近些年E级燃机以室内布置居多。在国内外，F级燃机采用露天布置的很少，H级燃机基本为室内布置。燃机容量越大.燃机转子重量越大,露天布置的检修维护费因此而增加.国内三大制造厂未进行F级燃机室外布置的罩壳制造技术研究，若采用露天布置•设备防护的设计周期和成本需要考虑.

条文中的环境条件差是指空气中有污染与腐蚀性气体、雨水和台风影响次数较多的南方地区或冬天严寒冰冻的北方地区，燃机电厂的燃气轮机建议考虑室内布置，如广东佛山市的沙口燃机电厂.对于设备噪声有限制要求的或者有些老厂改扩建燃机电厂，由于受地形条件的限制,距离居民区较近，为了不影响居民的生活，燃气轮机也建议室内布置，可减少噪声对周围居民的干扰.

7.2.2本条为新増条文，从降低主厂房土建费用考虑，推荐简单循环和多轴配置联合循环的燃气轮机与发电机组采用低位布置。

7.2.3本条是原标准第6.3.3条的保留条文，与燃气轮机主设备有关的辅助设备布置在靠燃气轮机周围，以便于油、气、水等管道连接，但同时要保证起吊运输设备进出道路畅通。当燃气轮机露天布置时.相应辅助设备也露天布置，为了保护辅助设备，设置防雨、伴热或加热设施.以免设备损坏。

7. 2.4本条为新增条文,增加了燃气轮机润滑油系统设备的布置原则.汽轮机组润滑油系统单独设置时，推荐其与燃气轮机润滑油系统共用一个事故油箱（坑）,共用事故油箱（坑）的容积不应小于其中最大的一套润滑油系统油1ft。

7.2.5本条为新增条文，对燃气轮机进风口周围噪声有特殊要求时.一般考虑在进风口周围合适的位置设置隔声墙，注意隔声墙的布置不能影响燃气轮机的进风，其距离进风口的最小净空要满足主机厂的要求.

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7.3余热锅炉及其辅助设备布置

7.3.1无论是强制循环和自然循环型式的余热锅炉均宜露天布置。因为余热锅炉的热源主要来自燃气轮机排出的高温烟气.所以对无补燃的余热锅炉来说，锅炉房内不需要设置燃烧系统，炉前也没有一套燃烧系统的辅机设备。余热锅炉基本上是一个整体，炉外四周保温、散热损失小，井具有防雨、防噪声的功能.只有当燃机电厂地处严寒地带，为了防止余热锅炉的设备附件、阀门、仪表等冻坏.管道冻裂，余热锅炉才考虑紧身封闭或室内布置.

7.3.2给水泵组和低压省煤器再循环泵大多布置在余热锅炉一側的零米层，为满足对设备噪声的要求，一般布置在室内。

7.3.3当循环泵与高、低压给水泵等辅助设备及余热锅炉上的仪表、阀门等附件露天布置时，应考虑在设备上设防雨罩，以达到保护电动机及电气设备防潮的目的。在严寒地区，应对仪表、阀门等附件保温，防止冻坏.

7.4汽轮机布置

7.4.1本条是原标淮第6.5. 1条的部分保留条文，根据常规火电厂的经验.燃机电厂的汽轮机建议采用室内布置。

7. 4.2本条是原标准第6.5. 1条的修改条文，联合循环电厂的汽轮机与常规电厂的汽轮机的排汽方式和布置形式有所不同.联合循环电厂的汽轮机一般不设抽汽口，它的热力系统简单，汽机房内也没有加热器平台.当汽轮机采用轴向排汽时.凝汽器和汽轮机均安装于汽机房底层，凝汽器位于汽轮机尾部，发电机则装于汽轮机头部，目前，国内联合循环燃机电厂多轴配置所配国外进口的汽轮机大多属于这种类型:与燃气轮机配套的国产汽轮机大多采用向下排汽，汽轮机采取高位布置，设置汽轮机运转层。当机组采用低位布置时.需要在机组周围设置检修维护平台，平台设计兼顾汽水管道的支吊.

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7.6维护检修

7.6.2本条是原标准第6.7.2条的部分保留条文，并增加了桥式起重机以外的必要的检修起吊设施的设置要求.为了减轻维护检修劳动强度，提高工作效率，主厂房内设置桥式起重机.桥式起重机的起重量和轨顶标高，按维修时起吊的设备最重件和最大的起吊高度来确定，并结合扩建机组要求统一考虑。当联合循环发电机组少于2套或汽轮发电机组少于4台时，厂房内装1台桥式起重机；超过上述台（套）数可再增设I台桥式起重机。所选择的桥式起重机不仅需要满足本期工程机组的检修需要，还要统筹考虑扩建机组的检修起吊需要.

7. 6.4本条是原标准第6.7.2条的部分保留条文，当联合循环发电机组为单轴配置,且发电机布置在燃气轮机与汽轮机中间时.若采用桥式起重机将发电机整台吊出检修的方式.则起重设备的起重量按吊出整台发电机的要求选择。当然，也可采用千斤顶顶起发电机后平移入铺设的导轨上向外拖到适当位置，再进行检修的方式.

7.6.5本条是原标准第6. 7. 4条的保留条文.露天布置的燃气轮机大修时开缸、吊转子都需要较大的汽车起重机直接到达燃气轮机旁，并注检修的部件只能就近放置*因此要求与燃气轮机有关的辅助模块布置靠拢机组一侧，以便留出另一侧有足够的检修场地；另夕卜，发电机后部也要留出场地以便发电机抽转子,露天布置的燃气轮机不必专门设置检修场地.可利用燃气轮机周围场地与通道作为检修场与零部件堆放场地,但面积要满足上述要求.场地必须坚实，能承受堆放零部件的荷载，并且与厂内主要道路相连，保证汽车吊能顺利行驶，

7. 6.6本条是原标准第6. 7.5条的保留条文，余热锅炉一般为露天布置.锅炉顶部的辅助设备检修可采用扒杆或单轨吊.一般在炉水循环泵、给水泵的上方采用手动单轨吊，以方便泵及电动机的

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检修.

7.6.7本条是原标准第6. 7.7条的保留条文,燃机电厂的余热锅炉大多采用露天布置,主要汽水管道的阀门布置在方便操作和维修的地方.

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8燃料供应设备及系统

8.1燃油系统及设备

8.1.1燃油系统设计应根据电厂规划容量、燃油品种和耗油量、来油方式、来油周期等情况确定，在满足燃油设备要求的条件下，充分考虑各种因素和各种运行工况，合理确定卸油、储油、供输油系统工艺和设计参数，并经方案比较，进行优化设计.

8.1.2根据国内外资料,不论国外进口或国内制造的燃气轮机，目前其燃用的燃料为天然气、液化气、轻油、原油或重油.考虑到对燃气轮机和余热锅沪的腐蚀影响及环保的要求，燃用重油的燃气轮机主要燃用180号重油（180号重油的运动黏度在509时约为18Omm?/s）。根据美国GE公司的发电设备资料，燃油在处理前的微量金属极限含址为：钠+钾为150mg/kg,钙为10mg∕kg, 铅为lmg/kg.帆的含量取决于电站所在地的法定规定（一般应小于IOomg/kg）,因钠、钾、铅、飢会对燃气轮机产生高温腐蚀，钙会引起积垢而使燃气轮机效率和使用寿命降低。燃油中微量金属含址过高，会影响油处理系统的处理能力.

8.1.3常州常新发电有限公司、苏州高达热电厂等电厂在轻油系统中设有加热设施，使油温在冬天能保持在5C以上，以保证燃油中的蜡始终是熔解状态而不至于产生析蜡.加热方法可在油罐内设蒸汽加热装置.或在各模块中设电加热装置及油耀至燃气轮机的油管道上进行保温.

8. 1.5本条对卸油系统做出规定.

2当铁路来油时，卸油站台不宜过长，通常考虑12节〜24 节油槽车长度（一列车一般为48节）;对卸180号重油，包括接

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车、加热、卸油、扫尾、退车要求6h卸完一次，那么一列车可分2 次共12h卸完.如果一次6h卸不完，则可考虑采用双侧卸油站台，以满足铁路运输部门要求，从油槽车进厂到退车不超过8h〜 12h.

油槽车一般采用下卸式，仅在站台一端设置2个〜3个上卸鹤嘴（特别卸轻油时必须采用此方式），以便对下口堵塞无法卸油的油槽车进行上部卸油，此时必须配有抽真空系统.

3对于汽车卸油，设计中要考虑汽车进出快捷方便.场地大小满足倒车要求.卸油平台周围不要有妨碍倒车的管道和其他设施。

8.1.6本条对储油系统做出规定。

1燃机电厂所用轻油均为国产，储存容量一般按Iod考虑。

2考虑到燃气轮机燃用的重油多数为进口重油，路程长，影响运输的因索多，所以储存容量按不低于15d总耗油岫选用。对于具体工程.也可根据油源条件经技术经济比较后确定所需储存天数.对于原油及重油罐的座数，考虑到本规定对小容量的燃机电厂也适用，油罐占地不至于过大，所以要求设置不少于3座重油或原油罐。

3输油泵是将轻油、重油自储油罐输送至油处理设备的用泵，从各燃机电厂油系统来看.输油泵进出口均为母管制，为保证输油泵的吸头要求,输油泵进口母管一般采用地下布置.而输油泵出口可根据现场实际情况布置，一般为架空布置。

4大多数燃机电厂布置均较为紧凑，为节约用地和方便管理，在满足输油泵吸头要求的情况下，可将输油泵布置在燃油处理室内.

6油泵的容量和压头及其裕量均按现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660的有关规定执行.

8.1.7本条对油处理系统做出规定.

1燃油中所含的钾、钠、飢、钙、铅、硫等杂质是造成叶片积灰

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和腐蚀的主要原因，特别在重油和原油中含有较多的杂质，使用这类燃油必须预先进行处理。燃气轮机叶片在高温下的腐馋有两种：一种是高温硫化腐蚀，另一种是飢腐蚀.由于硫化腐蚀是通过硫酸盐（如钠隸、钾款）来进行的，而燃油中的钠、钾盐可溶于水，一般采用水洗法将其除去.

油处理方式主要有离心式和静电式两种，国内采用离心式较多.处理设备每条线需按24h连续运行考虑，但油处理设备需要进行维护和检修，所以要有1条线作为备用.当最大出力的一条线停用时，其余各条线要按24h连续运行満足全厂燃气轮机总的日耗油量处理要求.但因燃气轮机对所燃油中的钠+钾含量要求较严，燃油处理后钠+钾含量应不大于lmg/kg,然而处理后燃油中含钠与钾量越少，油处理装置的出力会有较大的下降。例如，当燃油处理后要求油中钠+钾含量为Img/kg时，油处理装置出力为28t/h;但当要求油中钠+钾含量为0.5mg/kg时，则油处理装置出力就降至20t/h.因此，在选择油处理设备容量时应考虑这一因素。

2大多数燃机电厂的燃油处理后，净化油至净化油罐的管道均采用母管制，燃油管道架空布置.这样对施工、运行管理和维修均有利。

8.1.8本条对燃油前置系统做出规定。

1净化油罐宜设置3个，因净化油直接送至燃气轮机燃烧.虽然油处理已经将绝大部分水分和杂质分离掉，但还需进行至少24h的沉淀，并采用浮球式高位吸油，以吸用更为清洁的燃油，这也是各燃气轮机制造厂所要求的.3座净化油罐中，1座用于油处理后进油，1座沉淀24h,l座供燃气轮机用油，3座油罐轮换使用.

2为了尽可能使送入燃机的燃油清洁，最低吸油位置应高于油罐底部一定距离。

3在满足前置泵吸头要求的情况下.前置泵可与输油泵共

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用1座泵房或都布置在油处理室内。因为要求前置泵尽再能靠近净化油罐布置，一旦不能满足前置泵吸头要求，为保证泵的安全运行，只能在系统中设中维泵，则前置泵宜靠近燃气轮机布置.

4、5前置泵用于将轻油、净化油自油罐输送至燃气轮机，从各燃机电厂油系统来看，前置泵进口为母管制，出口大多数为单元制，每台燃气轮机配置2台前置泵，其中1台运行，1台备用；也有少数燃机电厂前置泵的进出口均采用母管制.实践证明两者均可,运行均安全可靠‘在前置系统的总阻力（不含油抢雾化油压和高差）计算中，其裕量不宜小于30%。

另有电厂反映，机前滤网经常堵塞，而前置泵处的滤网因孔大却非常清洁,要求改设可切换的网孔为20Hm的滤网，以减少机前谑网的负担.

8.1.9加热和吹扫的目的是便于燃油输送和雾化,一般采用蒸汽伴热、蒸汽吹扫.然而，蒸汽吹扫系统应有防止燃油倒流人蒸汽管道的措施，有条件时可采用压力高于油压的汽源。

8-1-10以重油或原油为燃料的燃油中，含有多种对燃气轮机运行有严重影响的微量元素，帆也是其中的一种。燃油在燃气轮机的燃烧室中，飢形成的低熔点熔化物会腐蚀热通道金属部件，较高熔点的化合物则易在热通道表面结垢.由于机是一种油溶性金属元素，难以从油中分离出来，所以通常加入镁基抑飢剂来抑制帆对燃气轮机的腐蚀和结垢作用.

镁基抑飢剂按物理性质可分为水溶性和油溶性两种.采用水溶性抑飢剂时常见结晶析出造成有机械磨损的现象。油溶性抑飢剂的亲油能力较水溶性抑飢剂好，故被众多燃用重油的燃机电厂采用，但价格较高.无论采用何种镁基抑飢剂，其在任何情况下由抑餌剂本身引入的杂质钠、钾、钙等不应超过燃气轮机制造商规定的微量金素极限，如钠+钾金属元素含量不大于lmg/kg,钙金属元素含量不大于10mg∕kg.为保IiE镁与凱充分反应，抑飢剂的加

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人量一般按镁/机金属元素重量比为3. O〜3. 5的要求予以添加。 8.1.11设置污油池的目的是回收燃油，避免污油流入排水系统，污染水体，因此还应有污油处理装置。含油污水的处理•目的是使废水排放符合环保排放标准，以免污染环境。

8.2天然气系统及设备

8. 2.1本条是原标准第7. 2.1条的修改条文,燃用天然气的燃机电厂设置备用燃料系统，要求选用燃气轮机配置双燃料系统.据调查，目前各大燃气轮机制造商提供的燃用天然气的燃气轮机大多可配置双燃料燃烧系统.燃用天然气的燃气轮机一般只有在气源不能保证连续供应时，采用轻油作备用燃料.也可以果用燃气轮机允许的其他燃料。

由于增加一套备用燃料系统会相应增加工程投资，而且采用备用燃料运行时,燃气轮机出力、效率和寿命也会受到影响，因此, 设置备用燃料系统宜经技术经济比较后确定。据了解.国外有些燃机电厂即使带基本负荷也未设置备用燃料系统.而国内燃机电厂大多数因其优良的调峰性能而承担尖峰负荷.也未考虑备用燃料系统.近年来国内投产的燃机热电联产或冷热电三联供电厂也较少设置备用燃料系统.故电厂是否设置双燃料系统，应根据供气工程建设情况、供气气源的稳定性及可靠性、机组在电网中承担的负荷性质、冷热负荷情况、备用燃料的来源及工程造价等因素，经技术经济比较后确定.

8. 2.2本条是原标准第7.2.2条的修改条文,进厂天然气系统设计应适应燃机电厂启停、调峰和事故停机等各种工况的气质、气量和供气压力等要求。

1燃机电厂的燃气轮机耗气量不仅因燃气轮机负荷变动而变化，而且也因环境温度的不同而不同*本标准按全厂燃气轮机最大小时耗气量考虑进厂天然气管道的输送能力，能满足燃气轮机在任何工况下的要求。如电厂进气母管按规划容量一次建成，

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则进气母管容量按规划容量全厂最大耗气量设计.

2《输气管道工程设计规范》GB 50251-2015第3. L 2条規定，进人输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB 17820 中二类气的指标，并应符合下列规定:①应淸除机械杂质;②水露点应比输送条件下最低环境温度低5Ct③炫露点应低于最低环境温度；④气体中硫化氢含量不应大于20mg/m。⑤二氧化碳含 St不应大于3%.

现行国家标准《天然气》GB 17820-2018与《天然气》GB 17820-2012相比，主要修改了一类气和二类气的发热量、总硫、硫化氢和二氣化碳的质量指标；同时.删除了水露点的技术指标，增加了“在天然气交接点的压力和温度条件下，天俄气中应不存在液态水和液态烧".

现行国家标准《天然气》GB 17820的规定主要考虑了管输气体的输送工艺、管输安全、管道腐烛及多数用户对气质的使用要求：

（D输气管道中的机械杂质（含粉尘）的沉积会影响输气效率，同时输气站内随天然气高速流动的机械杂质对部分设备会产生危害:

（2）输气过程出现游离水是造成管道腐t⅛的主要原因，没有水就没有电化学腐蚀或其他形式的腐蚀产生，同时游离水折出也会影响管道的输送效率.因此对水露点进行了严格要求；

（3）世界上多数国家对規露点要求按水露点的方法做出了规定；脱除管道气体中液态姪的主要目的是提高管输效率、保障输气安全t

（4）硫化氢和二氧化碳在有游离水的情况下会导致管道内壁腐烛，因此控制水露点非常重要.天然气中的二氧化碳属于不可燃成分,会降低热值.

8.2.3本条是原标准第7.2.2条的修改条文。厂外天然气经进厂天然气管道后，即接人厂内天然气系统，厂内天然气系统通常包

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括厂区天然气系统和燃机区天然气系统。

厂区天然气系统的功能是将进厂天然气经调压站设备处理后，使天然气的品质（包括固体机械杂质、液滴、温度、压力等参数）达到燃机前置模块的要求且能连续、稳定、安全地将天然气送到前置模块入口.燃机区天然气系统主要包括前置模块、燃机本体燃料模块以及两者间连接管道，其功能是将经调压站处理后的天然气进一步分离、过渡、加热等处理后达到燃机燃烧的要求，此系统一般由燃机厂商负责设计和供货。

厂区天然气系统包括厂区天然气管道和调压站。调压站一般采用模块化设计和撬装式结构，通常包括以下模块:入口模块、清洁模块、加热模块、调压或增压模块、放散模块、疏液模块、鍛气模块等，工程应根据具体情况分析和比较后确定采用何种模块及模块的具体配置。

1如同电厂其他系统设计一样，天然气系统设计参数的选取要能保证燃机电厂安全、满发、经济运行.由于天然气是易燃易爆气体，天然气系统本身的安全性就显得特别重要，当选取系统设计参数时，应把保证安全放在首位，在此前提下，也应力求节省投资.

2厂区天然气管道走向和调压站或增压站的布置位置应纳人总平面布置统一规划。天然气管道与厂内其他设施的间距及天然气站场的消防间距和方位都应满足国家现行有关标准、规范的要求，以保证安全.同时还应综合考虑气源位置，缩短管线长度. 节省投资，方便运行操作和维护检修。

3燃机对进气压力的波动范围和波动速率有要求，当调压站未设置稳压设施，且在变工况运行条件下，管道内天然气压力波动范围和速率不能满足燃机进气压力波动限值要求时，可采取适当放大厂区天然气管道管径等措施。

8. 2.4本条系原标准第7.2.4条的修改条文，列出了厂内天然气调压站的设计要求：

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1调压模块的配置，通常有每台机组设置2条调压支路或多台机组设1条备用调压支路两种配置模式.当采用多台机组设1 条备用调压支路模式时,应与燃机厂商协商确定.

调压模块应根据燃机的台数、运行方式及燃机厂商对天然气系统的要求等因素综合考虑配置方式.根据调研，国内燃气轮机电厂多安装2台〜4台机组，调圧模块配置采用每台机组设2条调压支路，各燃机运行互不影响,但为节约投资，也有部分电厂采用多台机组设1条备用调压支路。对于启动锅炉燃烧器的天然气调压支路，由于其燃烧器人口要求压力与燃气轮机不同，应单独设置调压支路。

2自力式调压阀因其不需要外加能源和操作介质，安装维护方便，调节性能良好，在调压站得到普遍采用.调压阀的规格根据阀前压力和温度、阀后压力及气体流量等参数计算选用.调压阀果用的级数由前后压差决定，现在生产的调压阀已能承受较大压差，并且阀后压力波动也较小，故一般情况下，至燃机的调压阀采用一级调压。

在与厂外供气方猫订供气合同或协议时,通常应协商确定所供天然气质址要求，使厂内调压站与厂外气体分输站或供气站协调配合，完成对天然气的处理.以达到燃气轮机进气要求。

我国燃机电厂大多数靠近天然气主干管道，管网互联互通和多气源供气格局造成气质变化波动.调压站内宜串联设置分离器和过滤器。一般可选1台Io0%流量的旋风分离器，不设备用，另选2台Io0%流量的精过滤器，其中1台备用:也可选2台100% 流量的一体化粗精分离过滤器，一运一备，分离效率和过滤精度等性能参数应能满足下游设备的要求。对于煤层气等杂质较多的非常规天然气.在进入输气管道前应清除杂质，符合有关标准的规定.分离器、过滤器规格按其工作压力、处理气量、允许流速等参数经计算选取。

3只有在厂外天然气供气压力不能满足燃气轮机进口压力

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要求时，才需设置天然气增压机.由于设置增压机需增加投资并增加厂用电耗，因此建厂时应尽量与供气方协商,力争所供天然气具有燃气轮机进口要求的压力，以便不设增压机.据调查，目前国内燃机电厂所采用的大容量、高压比天然气增压机多为进口或主机进口、其余国内成套，可靠性较高，但投资也较大；小容量天然气增压机也多为进口压缩机本体，国内成套。增压机的容量可按其对应燃气轮机最大耗气址的1.］倍选取，主要考虑了增压机设备老化和天然气气质变差因素。

天然气增压机有活塞式、离心式、螺杆式等几种类型.目前国内燃机电厂中几种类型均有,使用中各有优缺点，具体选用哪种类型,应根据天然气气质条件、燃气轮机燃料技术要求、增压机进出口压力、增压机特性、燃气轮机耗气量、电厂运行检修条件以及价格等因素.经综合比选而定.

天然气增压机的原动机主要是电动机、活塞式燃气发动机和燃气轮机，由于电动机具■有工作可靠、便于安装、成本低、便于控制等优点，且电厂内供电方便，故燃机电厂天然气增压机宜采用电机驱动.每个电厂内同一类型的燃气轮机选配同一类型增压机，便于运行操作和维护管理。

4严寒地区站内宜设置天然气加热器.站内管道、设备及厂区架空敷设的天然气管道均宜设置保温或伴热等措施.调压阀也应选用耐低温类型.

5调压器出口联络管或总管上、增压机出口管上设置安全圈，是为了防止调压阀失灵或用气骤降（机组甩负荷或紧急停机）时,管内压力骤升而损坏仪表和设备。调压站进口压力波动较大时，为防止压力过高而损坏仪表和设备，调压站进气关断阀前也应设置安全阀.安全阀的定压及泄放管直径应按《输气管道工程设计规范》GB 50251-2015第3. 4节的规定确定.

6燃机电厂天然气调压站或增压站的布置主要有露天布置* 半露天布置（加防雨设施的敞开式布置）和室内布置三种方式。由

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于天然气易爆.站内设备阀件多，气体易泄漏，故只要设备（主要是自力式调压阀和增压机）工作条件许可，应尽量采用露天布置。在严寒和风沙大的地区，为了防冻防沙，也可采用室内布置.当调压站室内布置时,应采取相应的防爆措施，例如：建筑物应具有良好的通风条件,机械通风设备应与天然气泄漏检测系统连锁；建筑物具有足够的防爆泄压面积；电气设备要有防爆性能和措施；调压站应采用防爆照明设施等措施。目前.城市或城镇建设的燃机电厂，为了起到降噪和美观的作用.也有将调压站布置在室内的情况。

7站内应配置供检修用的固定起吊设施，并留有检修场地，特别对增压机房.其高度应满足设备拆装起吊要求.当调压站或增压机布置在露天或轻型结构厂房内时可不设固定起吊设施，但应设有移动式起重设备的吊装场地和行驶通道.

9调压站或增压站应根据天然气进站温度，站内系统设置和燃气轮机要求，分析是否设置天然气露点加热器,需要设置时,加热热源和方式应经技术经济比较后确定。水浴炉加热、辅助蒸汽加热、海水加热、余热加热（锅炉尾部热水和凝汽器循环水回水等）等都在工程中有应用业绩,至启动锅炉供气管路采用电加热较多. 8. 2.5本条是原标准第7. 2.3条的修改条文。

1调压站或增压站至燃气轮机的天然气管道通常分为单元制或母管制两种形式.一台燃气轮机对应一条天然气管道的形式称为单元制,两台或多台燃气轮机对应一条天然气管道的形式称为母管制.

厂区天然气管道应根据燃机的台数、运行方式及燃机厂商对天然气系统的要求等因素综合考虑配置方式.根据调研，国内燃气轮机电厂多安装2台~4台机组，厂区天然气管道采用单元制较多，各燃机运行互不影响，但为节约投资，也有部分电厂采用毋管制，此时应与燃气轮机厂商协商确定.

2天然气管道设计前应落实天燃气成分、温度、气源压力及波动范围等，并确定设计耗气量。厂内天然气管道按不同工作压

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力设计，大致可分为：①厂外供气接口至调压阀前；②调压阀后至增压机进口；③增压机出口至燃气轮机进气口.由于部分电厂供气点压力常不穏定.因此第①部分管道设计压力应根据供气点最高压力而定，即与厂外供气管道设计压力一致；考虑到调压阀可能失灵.第②部分管道设计压力也应采用与第①部分相同的设计压力；第③部分管道设计压力应按增压机出口最高压力而定.对于不设增压机的情况，调压阀后天然气管道设计压力应按管内天然气可能出现的最高工作压力确定.

当气源压力波动较大时，应根据高限气压选择进气管道管材及壁厚，以保证安全I并应依据低限压力选择管径，以确保流通能力.

3天然气管道输送可燃气体，应根据设计参数选用符合现行国家标准和现行石油天然气行业标准的优质钢材.按有关标准规定，现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T 8163可用于设计压力小于或等于1. 6MPa的管道，现行国家标准《低中压锅炉用无缝钢管》GB 3087和《石油天然气工业管线输送系统用钢管》 GB/T 9711可用于设计压力小于或等于4.0MPa的管道,《高压锅炉用无缝钢管》GB 5310可用于设计压力大于5.3MPa的管道. 现行国家标准《压力管道规范工业管道》GB/T 20801系列规定了压力管道建造材料的基本要求.这些基本要求包括材料选用、使用限制、检验要求和标记方面的规定.

5在计算输气管道压降的公式中，有一个压缩因子Z,它是表示实际气体对理想气体状态方程的校正.

Z值与天然气的成分、温度、压力有关.此处介绍一种较为粗略的计算公式：

对于干燥天然气：Z一面_T鵲尸式中B--天然气绝对压力（MPa）.

对输气管道的管径确定，一般按燃气流量、燃气允许压降计算

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出内径，再按管子規格选定。如果输气管道的压降暂时无法确定，则采用介质流速进行估算，然后复核压降是否符合要求，从而逐步调整。介质流速，目前多数电厂设计中选用15m/s~30m/s<.

燃机对进气压力的波动范围和波动速率有要求，当厂内调压站或增压站未设置稳压设施.且在变工况运行条件下，管道内天然气压力波动范围和速率不能满足燃机进气压力波动限值要求时, 可将厂区天然气管道管径适当放大，以充当稳压设施.此外，调压站人口进气管的直径,一般应与进厂天然气管道一致；调压站内管道直径应根据调压站内设备选择计算得出.

6厂区天然气管道敷设方式较为灵活，常根据具体情况确定。从调研情况看，一些电厂采用调压站内地面布置和其他厂区管道地下敷设的方式，另一些电厂考虑到管道保温或伴热，为便于施工或检修，厂区管道采用架空敷设的方式，但不应采用管沟敷设，避免泄漏气体可能在管沟中集聚而影响安全.隔压站内系统和设备，因多为模块化设计和撬装式结构而采用地面布置,站内较拥挤.此时应规划设计好运行维护通道.

7天然气系统在设备和管道上应按要求设置放散管和安全阀泄放管，通常将各放散管和安全阀泄放管按压力等级分别汇总后接人放散竖（立）管集中排放，当个别放散管距离放散竖（立）管较远时，也可单独排放。放散竖（立）管可设置在调压站区域空旷处，也可以设置在主厂房屋顶.

放散竖（立）管与周围建筑物的间距和高度要求，在现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183中有相关规定，其中第6. 8.8条规定:对于连续排放的天然气排气筒顶或放空管口，应高出20m范围内的平台或建筑物顶2.0m以上，对于20m以外的平台或建筑物顶，应满足下图（图12）要求，并应高出所在地面 5m1对于间隙排放的天然气排气筒顶或放空管口，应高出IOm范围内的平台或建筑物顶2.0m以上，对于IOm以外的平台或建筑物頂，应满足下图（图12）要求，并应高出所在地面5m.

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平台或建筑物的设置范限

图12天然气描气筒頂或放空管口允许最低髙度示意图

8现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447 和《埋地钢质管道阴板保护技术规范》GB/T 21448均规定，埋地油气长输管道、油气田外输管道和油气田内集输干线管道应采用阴极保护:其他埋地管道宜采用阴极保护。本款依据该规定制定.

9加套管的目的在于输气管道长期运行中，预防车辆碾压土质下沉,或车辆碰撞损坏天然气管道.天然气管道与套管间隙须设置捡漏管线，防止天然气泄漏聚集在套管内形成危险源.

10除需检修拆卸的部位外，天然气管道应采用焊接连接，以防止泄漏。

8.2.6 本条是原标准第7.2.5条的修改条文，对辅助设施等做出了要求.

1本款对原标准第7. 2. 2条第1款中"在进站气源切断阀门处应设旁路"的要求进行了修改，根据调研，近年来投产的燃机电厂进厂天然气管道快速关断阀一般采用进口，可靠性高，运行情况良好，故本次修订时取消了天然气逬厂母管设置旁路的要求。

2为了对燃机电厂天然气实际耗量进行测量和计算，调压站内一般均装设天然气流量测量装置.通常燃机电厂均设两套流量测量装置，一套用于贸易计量的測量装置，一般设置在电厂外（分）

输气站，此流量测量装置由供气公司设置并进行维护管理；另一套测量装置用于电厂监督计量，设置在电厂内调压站，由电厂设置井进行维护管理。也有电厂将以上两套测量装置都设置在电厂内，但须由供气公司与电厂商定并分别由供气公司和电厂进行维护管理。电厂内调压站设置的流量测量装置要与上游供气公司设置的流量测量装置选型相一致；现通常采用超声波流量测量装置，当气源含尘、含液量少，条件合适时，也有采用涡轮流量测量装置.每台燃气轮机天然气进气管上的流量测量装置一般属于燃气轮机厂家选型和供货范围。流量測敏装置前后要考虑足够的直管段长度.

进厂的天然气管道上设置气质监测取样设施，如色谱分析仪，用于气质检测（包括成分、热值、密度、压缩因子和华白指数等）.

4本款规定了厂内天然气管道的油漆保温和防腐设计要求. 《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007-1999现已废止，而现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447适用于陆上和海底新建、扩建及改建的输送介质温度低于IooC的油、气、水管道的外腐蚀控制.现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447规定，埋地管道可选用挤压聚乙烯防腐层、挤压聚丙烯防腐层、熔结环氣防腐层等，并应符合对应的防腐层标准的规定；现行行业标准《发电厂保温油漆设计规程》DL/T 5072 规定，埋地管道可采用高固体分改性环氧涂料、环氧煤沥青涂料等.

5天然气是一种易燃、易爆燃料，在输气管道停用或切换时，为了保证安全，必须采用情性气体吹扫，为此应设置置换系统.

6本款规定了厂内天然气系统气体置换的设计要求.放空气体排人大气除满足环保要求外,还应满足防火要求，要防止放空气体被吸入通风系统、窗口或相邻建筑。

7本款规定了厂内天然气管道清管的要求。据调研，清管球或清管器大趾应用在长输天然气管道.因为管道口径大、角度小.

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清管方便;但燃机电厂天然气管道管径较小、规格多、角度大,管系上连接的设备和阀门也多，清管有困难•因此只进行吹扫的案例较多.

8本款规定了厂内天然气管道吹扫的具体要求。吹扫介质宜采用不助燃气体，如氮气，压缩空气因方便取得也有采用，吹扫介质严禁采用氧气和可燃气体,2010年美国一座在建的燃机电厂就因为采用天然气吹扫燃气管道而发生爆炸。

9本款要求天然气管道应以水做强度试验,并明确了具体试验要求.据了解有工程选择气体进行强度试验，该做法耍极为慎重，因为气体试验失败致管道爆裂比水试压致管道爆裂产生的危害大得多，如果不可避免地需要果用气体进行强度试验，则需开展风险识别，制订可靠的安全措施,将风险降至最低.

10本款对天然气管道严密性试验做出了具体要求，主要根据理行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定进行修订.

11长久埋置地下的天然气管道所在具体位置可能会被人们遗忘,或者不被重视,从而引起压损或挖掘时破坏，所以应设置引起注意的标志.

12本款规定了调压站或增压站、前置模块区域的安全防护措施。

8.3中低热值合成气系统及设备

8. 3. 1关于本条对燃料切换负荷范围：中低热值合成气的热值范围国内外并无统一的标准，其燃料组分、华白指数等对燃机稳定燃烧有很大影响，在进行中低热值合成气系统设计时，应和燃气轮机厂家充分沟通.明确燃料组分中各成分的允许变化范围，华白指数变化范围.启动和低负荷运行燃料及切换负荷等.必要时还需对合成气的组分进行调整。高C。和HZ含量会降低燃机燃烧稳定性，低负荷时容易发生CO燃烧不完全,燃烧效率明显下降，污染物排

• 160 •

放增加等问题。为避免上述问题产生.燃机的燃烧方式、压气机和燃烧器的设计等均和烧天然气相比需要有相应的变化。压气机和燃烧器的设计变化由燃机厂家负责，燃烧方式的变化则需要配置启动和低负荷运行燃料系统.切换到合成气燃料的负荷率通常较高，如某6B燃机发电项目要求大于75%额定负荷时可以切换到合成气燃料，某E级燃机发电项目切换负荷为60%〜90%.具体切换负荷根据进气温度确定，此两个项目的启动和低负荷燃料均为柴油。

8. 3.4本条列出了中低热值合成气管道设计要求：

2中低热值合成气中含有60%左右的一氧化碳，为高浓度毒性易爆气体,且后动排气放散量较大，故推荐启动排气系统管道接入火炬，目前国内已经运行的以合成气为燃料的6B燃机和E 级燃机两个发电项目，其启动排气均接入化工区火炬系统.

3设置缓冲罐主要为保证燃料切换时燃机入口合成气压力稳定.

8.3.5本条是对高压#［气吹扫要求：现有以合成气为燃料的6B 燃机和E级燃机两个发电项目，均采用了高压気气对燃烧系统进行清吹，以消除可燃气体。

• 161 •

9燃气轮机设备及系统

9.0.1重油及原油黏度大，杂质多，其燃烧产物会对通道下游产生附着或堵塞。目前F级及以上等级燃机主要采用气膜冷却，重油及原油燃烧产物容易堵塞气膜冷却孔.

9.0.2本条是原标准第8.2. 1条的修改条文.进气系统的结露或结冰情况不仅发生在严寒地区，在南方冬季也会发生.根据空气质量情况,进气系统依靠反吹自清有时无法达到清洁的目的，需要更换滤芯.

9.0.3本条是原标准第8. 2. 2条的修改条文，补充了在多轴布置联合循环电厂中，当燃机和汽机对冷却水有不同运行要求时的说明.

9.0.4本条是原标准第8.2.3条的修改条文。由燃机制造厂根据现场空气质量、燃料特性、运行方式等因素选择水洗方式。

9.0.5本条是原标准第8.2.4条的修改条文.燃气轮机一般采用干式低氮燃烧器或向燃气轮机燃烧室内注水或注蒸汽的方式降低燃机出口飯氧化物含量以达到国家标准,但若燃机电厂所在地对気氧化物排放有更高要求，就需要采用烟气脱硝的方式.

%0.6本条是原标准第8.2.5条的修改条文.

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10余热锅炉及系统

10. 1余热锅炉设备

ɪo. ɪ. 1余热锅炉的排烟温度的确定主要考虑硫酸露点的影响。硫酸露点受燃料含硫⅛LSO?向SO,的转化率、过剩空气系数等因素的影响，假定S转换成SOz的转换率为5%.SOT转化为SOa的转化率为8%.表2为硫酸露点温度r和S6体积含城V、排气中水分"的关系。

表2硫酸Bt点温度r和So,体积含■V、排气中水分ɑ的关系（IC）

V(⅝)
V(⅝)	15	10	5
0. 008	159	152	142
0. 004	153	146	136
无破	59.7	52.5	40.4

由表2可见，当S=2%,α = 15%时，硫酸露点为1590,广东顺德、佛山，浙江镇海，深圳南山等电厂的设计排烟温度均比 159C高IOCf当S=l%,α=15%时，硫酸露点为153C,对于燃烧轻油的武汉沌口电厂，设计排烟温度也为153C. 一般排烟温度应比硫酸露点温度高Ioe左右.当燃烧无硫燃料时，则以不在尾部管束上凝结水滴为原则，排烟温度应比水的露点温度高IOC 左右.因此，燃用天然气的燃机电厂余热锅炉排烟温度可以取 100"C以下，无硫时可适当低些.

此外,当节点温差选得较小时，余热锅炉的排烟温度就能降低.当采用双压或三压蒸汽循环时.余热锅炉的排烟温度可比单压蒸汽循环的低.余热锅炉排烟温度的选择还需经技术经济比较

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后确定。

10. L2目前，国内燃油的联合循环电厂中，余热锅炉都设有吹灰系统.由于油燃料中含有形成灰的杂质，易粘在余热锅炉的受热面上.影响余热锅炉的出力，因此对于燃油燃机电厂，余热锅炉必须设置完好的吹灰系统.由于粘在锅炉受热面上的油污仅靠吹灰系统还不易清除，所以必须配置受热面水清洗系统，清洗后的废水应收集并与燃机清洗系统的排水一起处理后排放.

10.2烟气系统

10. 2.1本条对烟道、烟囱的设置做出规定.

I目前大容量联合循环机组一般已不设旁路烟囱，仅设置余热锅炉烟囱.烟囱的出口直径取决于燃气轮机排气量及出口流速.其高度取决于本地环保对烟气排放的要求.由于各地环保对烟气排放要求不尽相同，故要求的烟囱高度也不同.

2消声器一般设置在烟囱上,降低排放噪声.

10∙2.2联合循环发电机组是否设置旁路烟囱和切换挡板.可以按照具体工程建设进度和运行方式，以及技术经济论证后再行确定.在设置旁路烟囱的机组上，旁路烟囱挡板门是非常重要的，如果其质量不好，造成烟气泄露，会降低余热锅炉出力，而且还直接影响联合循环机组的启动。由于燃气轮机在较高负荷下，其排气量较大，故旁路烟囱挡板门的驱动机构一般选用液压式，

目前.从掌握的国内外联合循环电厂的情况看，余热锅炉旁路烟囱挡板门都配置两台密封风机，其中一台运行，另一台备用。

10.3给水系统

10.3.3 一般情况，一台余热锅炉配一台除氧器.若汽轮机设有低压抽汽，则正常运行时可供除氧器加热用汽.若除氧功能设计在凝汽器中，则可不另设除氧器.

• 164 .

10.5烟气脱硝系统

10.5.1本条对脱硝工艺的选择原则做出规定.

1由于余热锅炉接收燃气轮机的排气，烟气温度达不到 SNCR需要的合适温度范围，故余热锅炉脱硝选用SCR脱硝工艺.

10.5.2燃用气体燃料时，设置一层催化剂能够达到环保要求，如设置备用层，会使余热锅炉烟气侧阻力增大，降低燃机效率，故建议不设备用层。

• 165 •

11汽轮机设备及系统

11.0.1如果液体燃料中硫含量较高，仅依靠凝结水再循环防止尾部烟道低温腐蚀，可能难以达到理想效果，此时可以设置一级回热抽汽系统用于提高凝结水温度。

11.0.2本条是原标准第10. 2. 1条和第10. 2. 2条的修改条文，增加了主蒸汽和再热蒸汽管道设计压力和设计温度的取用原则.

1本款的"多拖一”配置指几台燃气轮机和对应的余热锅炉及由其产生的蒸汽带动一台汽轮机.因为联合循环系统中只配备一台汽轮机,为了使多台余热锅炉产生的蒸汽在进入汽轮机前混合均匀，同时使汽轮机的运行能配合这套设备中的任何一台燃气轮机的运行,故多轴配置的联合循环发电机组的主蒸汽管道和再热蒸汽管道推荐果用母管制。例如，燃气轮机、汽轮机是二拖一的模式.则主蒸汽管从两台余热锅炉分别接出，在进入汽轮机前合二为一后进入汽轮机，再热冷段管道从汽轮机引出后，分两路分别接入两台余热锅炉。再热热段蒸汽管再从两台余热锅炉分别接出，合并后接入汽轮机。

单轴配置的联合循环发电机组，由于汽轮机和燃气轮机同轴，汽轮机运行跟随其特定的燃气轮机，故每套的主蒸汽系统和再热蒸汽系统推荐采用单元制，套与套各自独立运行。

采用"一拖一”多轴配置机组的主蒸汽系统和再热蒸汽系统建议采用单元制，但当机组用于供热时，也可以采用母管制，以提高机组的供热可靠性.

2主蒸汽和再热蒸汽的最大运行压力和最高运行温度一般出现在不同的工况，最不利工况需要试算各工况下管道的选材和壁厚后经比较确定.一般情况下，夏季工况时，因燃机的排烟温度

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高，高压主蒸汽和高温再热蒸汽管道的运行温度最高（有喷水控制温度措施的除外），纯凝发电机组的夏季工况为最不利工况。对于抽汽供热发电机组，还要试算抽汽工况.经比较后确定管道设计的最不利工况。

II.0.3本条是原标准第10.2.3条的修改条文，增加了蒸汽旁路阀的执行机构形式要求.

1当汽轮机甩负荷时,燃气轮机、余热锅沪可能在正常运行, 为了及时排除余热锅炉继续产生的蒸汽，保证锅炉的安全，可以通过几种途径来协调汽轮机进口与余热锅炉出口之间的汽量不平衡工①通过余热锅炉的蒸汽安全排放阀;②开启余热锅炉旁路姻囱阀；③通过汽机蒸汽旁路阀.

第一种方法会造成大量的汽水损失.并增加余热锅炉安全排放阀损坏及排汽噪声污染环境的可能性；第二种方法由旁路烟囱阀来调节余热锅炉的蒸汽出力存在以下问题：①旁路烟囱挡板门因其体积庞大.作为余热锅炉出力的控制手段反应不够灵敏，调节性能较差；②在高温时经常开闭如此庞大的烟气挡板门易引起阀门关闭不严•烟气泄漏,运行经济性降低。

所以，本规定提出采用蒸汽旁路来保证变工况时的余热锅炉及汽轮机的安全.同时在汽轮机启动时，蒸汽旁路又起着使锅炉出口的蒸汽温度与汽轮机金属温度相匹配和汽量平衡的作用.蒸汽旁路不参与机组的负荷调节.联合循环发电机组中的汽轮机滑参数运行，当机组被要求降负荷时,通常通过调节燃气轮机的负荷达到目的.

2分别设置对应压力级蒸汽旁路的目的：一是当各压力等级的蒸汽在锅炉的产汽量和汽轮机的进汽量不平衡时，能通过不同的蒸汽旁路系统排泄掉多余的汽量;二是在汽轮机启动时,使锅炉产生的各级蒸汽温度和汽轮机的不同缸体金属温度相匹配。

3设单元制蒸汽旁路系统是基于以下原因：在多台燃气轮机配一台汽轮机的联合循环模式中，当各台燃气轮机启动时，每台余

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热锅炉所产生的蒸汽参数不可能相同.如果采用母管制的蒸汽旁路系统,势必造成接入母管的蒸汽参数不一致；在单轴配置的联合循环机组中，因每套联合循环机组为各个独立的单元，更没有必要采用母管制的蒸汽旁路系统。

蒸汽旁路的容量为100%是由联合循环机组的特性所决定的。机组运行会出现这种情况：汽轮机跳闸但燃气轮机仍在最大出力工况下运行,这时余热锅炉的连续蒸发量未变，对没有旁路烟囱的机组，这些蒸汽通过蒸汽旁路系统完全排泄掉，故旁路容量推荐考虑100%.对装有旁路烟囱的机组，虽然汽轮机跳闸时部分烟气余热通过旁路烟囱排掉，但机组也有可能在这种工况下运行：燃气轮机满负荷运行，汽轮机还在启动阶段.此时，就需通过蒸汽旁路来逐步协调余热锅炉的出力和汽轮机出力的匹配.

4蒸汽旁路阀能否快速开启并控制蒸汽压力稳定，对于维持燃气轮机安全运行非常重要.在大负荷下汽轮机跳闸或甩负荷时，如果蒸汽旁路不能控制锅炉蒸汽压力稳定，就会导致余热锅炉超压或汽包水位波动大，联动相应燃机跳闸，进而影响燃机运行寿命.因此,蒸汽旁路阀的执行机构建议选用动作快的气动或液动形式，如采用电动,需满足旁路的开启时间要求.

11.0.4本条是原标准第10.2.4条的修改条文。

I由于联合循环发电机组的蒸汽旁路一般按锅炉各压力级的最大连续蒸发量的100%考虑•运行的凝结水泵总容量需要充分考虑蒸汽旁路投入时对凝结水⅛t的要求，以确保运行安全。为了降低电厂能耗，推荐设置调速装置•

2由于燃气-蒸汽联合循环机组没有低压加热器，本款规定了凝结水系统的设计温度取用凝结水系统的最高工作温度。

11.0.5本条是原标准第10.2.5条的修改条文，机组的各级蒸汽均有可能通过100%的蒸汽旁路进人凝汽器，所以它接受的蒸汽流量很大，故凝汽器的设计要充分考虑到上述因素.对补充水进凝汽器的机组，建议凝汽器考虑具有真空除氧的能力.

• 168 •

11.0.6本条是原标准第10.2.6条的修改条文，与现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660保持一致，将工业冷却水系统修改为辅机冷却水系统。

1汽轮机部分的辅机冷却水系统循环方式考虑与燃气轮机部分的辅机冷却水系统循环方式一致，以简化系统.如果电厂地处水源缺乏、水价计费较高或水质不良地区，则燃气轮机和汽轮机的辅机冷却水系统考虑采用闭式循环的方式.

单轴配置的联合循环机组因燃气轮机和汽轮机大多数为同时建设，两机及辅助设备相邻较近，采用一根母管的辅机冷却水系统，汽轮机的辅机冷却水系统与燃机的辅机冷却水系统共用，有利于简化系统.

2多轴配置的联合循环发电机组，汽机侧辅机冷却水系统也考虑与燃机側共用,采用母管制.但当燃机可能单循环运行或燃机侧与汽机侧要求不同时，汽机侧的辅机冷却水系统考虑与燃机側分开设置，采用单元制■

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12水处理系统

12.1除盐水制备

12.1. I本条针对燃机电厂特点，要求在除盐水制备系统设计时主要依据以下几点:①收集必要的外部原始条件.包括原水水质、环评和水资源论证报告中对废水排放或纳管水质要求；②掌握余热锅炉对补水水质要求，燃气轮机用水水质和水量要求，包括撚气轮机为降飯氧化物含量或提高出力而注水的水质水量要求等； ③了解其他相关系统对除盐水水质要求，如重质燃油处理洗涤用水、压气机叶片冲洗用水等.表3为GE公司燃机喷水水质要求，供参考.

表3 GE公司燃机喷水水质要求

項目	限偵	测试方法
总悬浮物（mg/L）	5	ASTM D59O7.EPA
总溶調固形物（mg/L）	5	IGO. 1,EPA 160.2
PH	6.0~& O	ASTM D5464 或 EPA )50. I
龄十仲	燃料+空气+水+ 蒸汽= d2X10-*	EPA 200. 7
二氧化龍（mg/L｝最大	0* 1	ASTM D5542 或 EPA 200. 7
氯寓子（mg/L）最大	0.5	ASTM D4 32 7 或 EPA305 0
硫酸根（mg∕L） Jft大	0.5	ASTM D4 32 7 或 EPA 300. 0

12, 1.2由于联合循环燃机机组的热力系统与常规火电机组有较大不同，其在启动、运行期间的水汽质量控制标准比同等参数火电机组要求高。因此.除盐水水质还应满足现行行业标准《燃气-蒸汽联合循环机组余热锅炉水汽质量控制标准》DL/T 1924的有关 • 170 •

規定.

12.1.3根据调研，过热蒸汽参数压力等级从中压至亚临界的联合循环机组均采用除盐水作为余热锅炉补水，运行情况良好.对于联合循环纯凝机组,补水量较小,推荐采用反渗透预脱盐加电除盐系统，系统初投资增加不多且无废水排放。当联合循环供热机组补水量较大且废水允许纳管时，可通过技术经济比较确定采用离子交换法、反渗透预脱盐加离子交换法或反渗透預脱捻加电除盐等除盐系统。

12. 1.5、12.1.6除盐水制备系统的出力应与除盐水箱的有效容积相协调,其原则是小出力的除盐系统配大容量的除盐水箱，大出力的除盐系统配小容量的除盐水箱，且两者应满足机组化学清洗、启动或事故阶段的用水量需求.联合循环机组冲管期间除盐水消耗量很大,除盐水制备系统的出力应能够满足冲管间隔期间除盐水箱的容积要求.表4为上海某燃机电厂9F机组冲管期间除盐水耗量，供参考。

«4 9F机组冲管期间除款水耗■

H期	冲管时间	耗时（h）	最高负荷（MW）	除注水量（m"
12. 1	022703	0. 7	20	430
12.2	13：21-17：00	3.5	6	812
12,3	9x51-16x47	6.9	IOO	1720
12.4	935~1440	5.1	IOO	1500
12.5	齡38 〜16*22	6.7	120	2182
12.6	9*44~16 JO	6.6	120	2100
12.7	9t37~18t57	9. 6	120	2240

12.2凝结水精处理

12.2.1凝结水精处理对提高祸炉给水品质，改善热力系统设备的安全、经济运行具有重要的意义.凝结水精处理系统的设置可以

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有效地提高热力系统中的水汽品质，降低热力设备的腐放、结盐等有害成分,其效果是非常明显的.

12. 2.3由于直流锅炉无法进行炉水排污，同时高压给水来自低压汽包的炉水，高压过热蒸汽的质量标准等同于低压炉水水质。为符合过热蒸汽质量标准，全部凝结水必须进行处理，因此除盐装置设备用设备.直流炉给水铁的含量要求要比同参数的汽包炉小一半，所以直流炉还应设置除铁过滤器.除铁过滤器在运行一段时间后需要反洗或更换滤元，如仅设置1台，在反洗或更换滤元时，凝结水得不到全部处理，如设2台或3 台以上的过滤器，仍能保证50%或更多量的凝结水得到处理，但台数过多时，占地面积大，处理系统总投资也大，因此需要合理选择.

12.2.4亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机对过热蒸汽的质量要求很高，当冷却水水质较好,籬结水精处理除盐可不设备用设备。当冷却水水质很差时.凝汽器少量的泄漏就会对凝结水造成较大污染，若凝结水不能进行全流量处理,就会使水汽品质恶化,危害机组安全运行，因此凝结水精处理除盐应设备用设备.

12. 2. 5本条对由高压及超高压余热锅炉供汽的汽轮机组凝结水精处理系统装置做出规定.

4高压及超高压汽包余热锅炉供汽的直接空冷的汽轮机组. 由于空冷器面积非常大.凝结水系统含铁量也非常大，所以凝结水精处理系统宜设除铁设备。

S对于承担调峰负荷的高压及超高压汽包锅炉供汽的汽轮机组，经常起停，考虑其给水系统容易产生铁腐烛产物，所以设置除铁装置.保证机组快速启动时的水汽品质.

12.3热力系统的化学加药和水汽取样

12. 3.2天津某联合循环机组给水处理由还原性全挥发水化学工况改为氧化性全挥发水化学工况，高、中、低压给水的铁含量由约

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15_flg/L降至8μg/L.因此，当热力系统为全铁材质时，推荐给水采用氧化性全挥发处理，配置凝结水精处理除盐系统时宜将给水 PH控制在9. 2〜9. 4,未配置凝结水精处理除盐系统时宜将给水 PH控制在9. 4〜9.8.当轴加为桐材质时，给水宜采用还原性全挥发水化学工况，加氣为两级.凝泵出口加氨至PH为8.8-9. 1, 高、中压给水泵进口加氨控制PH为9. 1-9.3.

考虑目前多数联合循环机组余热锅炉包括给水系统为全铁材质，仍采用还原性全挥发处理,特别是冷却水水源为海水且未配置凝结水除盐的机组，采用还原性全挥发处理，以提高对凝汽器泄漏的缓冲裕度.很多联合循环机组的停炉保护加药采用十八胺,设施可利用给水加氨或加联胺设备，但前提是每机设置一套加药设备•当两机合用化学加药设施时，宜另设一套停炉保护加药设施.

12.3.3根据过热蒸汽参数，联合循环机组余热锅炉主要分为中压、高压、超高压及亚临界.其中中压机组设有低压汽包和高压汽包；高压、超高压、亚临界机组设有低压汽包、中压汽包和高压汽包;直流炉机组设有低压汽包、中压汽包，各种机组的热力系统变化较大.因此，本次修订将现行行业标准《发电厂化学设计规范》 DL 5068中燃气联合循环机组水汽取样点及在线仪表配置进行了补充和修改，便于设计人员使用。中、高压机组及以下参数机组的水汽取样点及在线仪表配置沿用现行行业标准《发电厂化学设计规范》DL 5068中的有关规定.

当循环冷却水含盐量很高时，需要对凝结水中的钠进行监测，其主要理由是凝汽器发生微量泄漏时•凝结水泵出口氢电导反应不購灵敏.不易监测到钠漏入热力系统，当未设凝结水除盐装置时,钠在低压汽包中不断浓缩.并通过减温水和给水进入过热蒸汽,从而造成汽轮机叶片结垢。

根据调研的情况.上海某超高压联合循环机组高压过热蒸汽设置脱气电导后，相对于氢电导达到过热蒸汽水汽质量标准，每次

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启动时间可缩短IOmin以上，减少大量的热能排放。因此，超高压及以上参数机组的高压过热蒸汽取祥点设置脱气电导，加快机组的启动时间。

• 174 •

13仪表与控制

13. 1 一般规定

13. 1.4本条为新增条文，是在《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660-2011第15. 1.5条的基础上修改制定的.本条将黒客、病毒、恶意代码统称为外部系统的非法入侵。

13.2自动化水平

13.2.5本条为新增条文，燃机电厂机组控制系统的自启停功能（带少量断点）可以最大程度缩短机组的启停时间、快速及时响应电网负荷的调度。

13.3控制方式及控制室

13. 3. 1本条是原标准第12. 3, 1条、第12. 3. 2条的修改条文，燃机电厂采用多台机组合设一个集中控制室的控制方式与传统的 "两机一控"方式相比较，利大于弊。这种方式可以减少集控室的面积.节省投资，缩减运行人员起到减员增效的目的.便于集中监控、统一管理和调配.

13.3.4本条是原标准第12.3.4条的修改条文，由于控制水平的提高，目前已实现调压站系统的控制纳入机组控制系统，在机组集中控制室监控，

13.3. S本条为新增条文，随着控制水平的提高，热电联产燃机电厂不再单设热网系统控制室，其控制可在机组集中控制室内完成。

13.4检測与仪表

根据《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660-2011第15.4

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节，修改原标准第12.4节名称.

13.5机组保护

13.5.5本条是原标准第12.5.5条的修改条文，规定了汽轮机主要保护的设计要求应符合现行行业标准《火力发电厂热工保护系统设计技术规定》DL/T 5428-2009的有关规定。

13.8 报 *

13.8.1本条是原标准第12. 8. 1条的修改条文，增加了可燃/有毒气体泄漏作为报警内容。

13.10仪表导管、电缆及就地设备布置

13. 10. 1本条为新增条文，是针对燃机电厂的燃料与燃煤电厂的不同，爆炸性危险区域内仪表和设备设计提出的原则规定.

IX 10.2本条为新增条文,规定通用的仪表导管、电缆及就地设备布置应符合现行国家标准《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660 的相关规定.

• 176 •

14电气设备及系统

14.1发电机与主变压器

14.1.2为了使燃气轮机发电机组获得最大的经济效益，原则上发电机的容量不应限制燃气轮机（联合循环发电机组还应包括汽轮机）的出力.发电机有功功率除以发电机效率所得的值，应等于或超过电厂现场进口空气温度在规定范围内燃气轮机的基本容量.

燃气轮机出力的种类很多，对应各种使用条件，不同标准用词不尽相同，详见表5.

« 5不同标准的燃气轮机出力用词

标准名称编号

《燃气轮机词汇）

GB/T 15135—2018

（隐扱同步发电机技术要求）

GB/T 7064—2017

与国际标准关系

参考ANSI等国外先进标准

IEC 60034-3】2007,MOD

額定出力	年运行小时数（h）	年启动次数（次）
基本负荷額定出力	8760	25
半基本负荷額定出力	6000	—
尖峰负荷額定出力	2000	500
番用尖峰负荷撅定出力	500	—