DL-T 5605-2021太阳能热发电厂蒸汽发生系统设计规范-PDF解密

太阳能热发电厂蒸汽发生系统设计规范2021-04-26发布2021-10-26实施国家能源局发布2021年第3号国家能源局批准《水电工程建设征地企业处理规划设计规范》等282项能源行业标准(附件1)、《CodeforBuildingsDesignofWindPowerProjects》等19项能源行业标准外文版(附件2),现予以发布。附件：1.行业标准目录2.行业标准外文版目录国家能源局附件1:行业标准目录序号标准编号标准名称代替标准采标号出版机构批准日期实施日期…DL/T太阳能热发电厂蒸汽发生系统设计规范中国计划出版社2021-04-262021-10-26 3基本规定 4导热油-蒸汽发生系统 4.1系统拟定原则 4.2系统设计要求 4.3主要设计参数 4.4主要设备选型及配置 4.5管道及附件选择 4.6设备及管道布置 4.7运行工况要求 5熔盐-蒸汽发生系统 5.1系统拟定原则 5.2系统设计要求 5.3主要设计参数 5.4主要设备选型及配置 5.5管道及附件选择 5.6设备及管道布置 5.7运行工况要求 6.1基本规定 6.2防凝系统 6.3疏放系统 6.4检修维护 6.5事故应急情况处理 7.1仪表与控制 7.3汽水取样及加药 7.4消防 7.5安全防护 7.6保温 本规范用词说明 引用标准名录 4.1Systemformulationprinciple 4.2Systemdesignrequirements 4.3Maindesignparameters 4.4Selectionandconfigurationofmainequipment 4.5Selectionofpipingandac 4.6Equipmentandpipinglayout 4.7Operatingcondition 5.3Maindesignparameters 5.4Selectionandconfigurationofmainequipment 5.6Equipmentandpipinglayout 5.7Operatingconditionrequirements 6.4Maintenance 6.5Accidentemergencytreat 7Othertechnicalrequirements 7.1Instrumentationandcontro 7.4Fireprotection (31) Explanationofwordinginthiscode Listofquotedstandards (33)Addition:Explanationofprovisions 1.0.1为规范太阳能热发电厂蒸汽发生系统设计，满足安全可1.0.2本规范适用于蒸汽初参数为亚临界及以下的熔盐-蒸汽发生系统和导热油-蒸汽发生系统的设计。1.0.3蒸汽发生系统的设计寿命不应小于太阳能热发电厂的设计寿命。1.0.4蒸汽发生系统设计除应符合本规范的规定外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2.0.1导热油-蒸汽发生系统heattransferoil-steamgener-经太阳能加热的高温导热油与水汽换热，产生可供汽轮机做功用蒸汽的系统。2.0.2熔盐-蒸汽发生系统moltensalt-steamgenerationsys-tem经太阳能加热的高温熔盐与水汽换热，产生可供汽轮机做功用蒸汽的系统。2.0.3预热器preheater太阳能热发电厂中的传热流体与进入蒸发器前的水预先换热以提高蒸发器入口水温的装置。2.0.4蒸发器evaporator太阳能热发电厂中的传热流体与水换热产生高压饱和蒸汽的装置。2.0.5过热器superheater太阳能热发电厂中的传热流体与高压饱和蒸汽进行热交换产生高压高温过热蒸汽的装置。2.0.6再热器reheater太阳能热发电厂中的传热流体与汽轮机高压缸排汽进行热交换产生中压高温过热蒸汽的装置。2.0.7蒸汽发生系统额定工况ratedconditionsofsteamgener-ationsystem蒸汽发生系统额定工况对应于汽轮机的额定功率工况；当要求机组在夏季达到额定功率时，蒸汽发生系统的额定工况对应于汽轮机的最大运行负荷工况。2.0.8安全附件safetyaccessory用于保护蒸汽发生系统设备，防止设备超过设计条件运行的液位测量与示控装置、紧急疏放装置等。3.0.1蒸汽发生系统设备应符合现行标准《锅炉安全技术监察规程》TSGG0001和《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG21,以及现行行业标准《电站锅炉压力容器检验规程》DL647的规定。3.0.2太阳能热发电厂宜按单元制设置蒸汽发生系统。3.0.3蒸汽发生系统的额定参数应包括额定出力、额定压力(表压)和额定温度，其中额定出力用蒸发量(t/h)表示。3.0.4蒸汽发生系统应满足机组各种工况的要求，宜按汽轮机最大计算容量工况设计，校核其他工况。3.0.5蒸汽发生系统在设计寿命期内应满足机组的各种启停及变负荷运行要求，启停次数应根据太阳能资源、储热时长以及电网要求综合确定。3.0.6汽包式蒸汽发生系统的正常排污率，凝汽机组不应大于1%,供热机组不应大于2%。3.0.7蒸汽发生系统的水汽质量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/T12145的有关规定。3.0.8蒸汽发生系统的出力在高压加热器解列停运时，应能满足汽轮机在此条件下的出力需要。3.0.9蒸汽发生系统金属监督应符合现行行业标准《火力发电厂金属技术监督规程》DL/T438的规定。3.0.10露天布置的蒸汽发生系统，应根据环境条件采取防冻、防4导热油-蒸汽发生系统4.1系统拟定原则4.1.1蒸汽发生系统导热油侧的设计应包括导热油入口隔离阀至导热油出口隔离阀范围内的热交换器及管道、阀门和附件；导热油侧的设计尚应包括上述范围内的辅助系统。4.1.2蒸汽发生系统汽水侧的设计范围应符合下列规定：1从给水调节阀站入口至过热器出口主蒸汽管道隔离阀或过热器出口母管范围内的热交换器及管道、阀门和附件；当蒸发器设备水动力循环采用强制循环时，尚应包括炉水强制循环泵系统2从再热器进口隔离阀或再热器进口母管至再热器出口隔离阀或再热器出口母管范围内的热交换器及管道、阀门和附件；3上述系统范围内的辅助系统。4.1.3蒸汽发生系统应根据集热系统、储热系统及汽轮机汽水循环系统进行拟定。4.1.4单台热交换器容量应根据机组容量、设备制造能力及运输条件等因素确定。4.1.5进入蒸汽发生系统的高温导热油应依次流经过热器、蒸发器和预热器。流经再热器的导热油系统应根据进出蒸汽发生系统的汽水参数及导热油参数经热质平衡计算后确定，并应综合考虑各换热器的制造、运输、安装及系统成本。4.1.6额定工况下预热器导热油出口回油温度应根据下列因素确定：1蒸汽发生系统入口导热油温度；2蒸汽发生系统额定工况下末级高压加热器出口给水压力、温度及流量；3蒸汽发生系统额定工况下要求的过热器和再热器出口蒸汽压力、温度及流量参数以及再热器进口蒸汽参数；4换热器端差。4.1.7释热工况应作为蒸汽发生系统设计的校核工况之一，需要校核下列参数：1释热工况机组热平衡及各工况下系统主要参数；2释热工况机组能够达到的最大出力；3释热工况下蒸汽发生系统出口的导热油温度；4释热工况下熔盐回盐温度。4.2系统设计要求4.2.1蒸汽发生系统导热油侧设计宜符合下列规定：1对于2×50%容量的蒸汽发生系统，每列蒸汽发生系统导热油进出口管道应设动力操作隔离阀。2进入每列蒸汽发生系统的导热油应分别接至过热器和再热器导热油入口。3导热油经过热器换热后应依次流经蒸发器和预热器。4导热油流经再热器后，可直接接至预热器出口返回导热油系统，也可经蒸发器及预热器后返回导热油系统；当再热器采用两级串联设计时，第一级再热器出口导热油可流经蒸发器及第二级再热器后返回导热油系统。具体方案应根据进出蒸汽发生系统的汽水参数及导热油参数经热质平衡计算后确定，并应综合考虑各5过热器及再热器导热油支路管道宜设动力操作调节阀。6蒸汽发生系统导热油进出口母管之间宜设置全容量带动力操作隔离阀的旁路管道。7热交换器导热油侧安全附件应符合现行标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG21和《压力容器第1部分：通用要求》GB150.1附录B的规定，安全阀应符合现行标准《安全阀安全技术监察规程》TSGZF001的规定。8预热器及蒸发器导热油侧超压泄放装置的排放能力宜按热交换器事故漏入导热油侧的水汽化后的体积流量计算确定，水流量应取下列两项较大值，并加10%的裕度：1)最大流量下流经热交换器水流量的10%;2)一根热交换器管子断裂泄漏的水流量(两个断口)。9过热器及再热器导热油侧超压泄放装置的排放能力宜按热交换器事故漏入导热油侧的蒸汽体积流量进行计算确定，蒸汽流量应取下列两项较大值，并加10%的裕度：1)最大流量下流经热交换器蒸汽流量的10%;2)一根热交换器管子断裂泄漏的蒸汽流量(两个断口)。4.2.2蒸汽发生系统汽水侧设计应符合下列规定：1预热器入口给水管道宜设动力操作隔离阀及调节阀、逆止2蒸发器宜采用自然循环系统；当采用强制循环系统时，每列蒸汽发生系统宜设置2×100%容量的炉水强制循环水泵。3每台过热器出口管道应设动力操作隔离阀。4每台再热器进出口管道宜设动力操作隔离阀。5安全附件应符合下列规定：1)蒸汽发生系统设备汽水侧所配安全附件应符合现行标准《锅炉安全技术监察规程》TSGG0001和《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG21的规定，安全阀应符合现行标准《电站锅炉安全阀技术规程》DL/T959和《安全阀安全技术监察规程》TSGZF001的规定；2)对于设有汽包的蒸汽发生系统，当汽包至过热器间的管道上未设隔离阀时，过热器上可不设安全阀，汽包上所有安全阀的排放量总和应大于蒸汽发生系统最大连续蒸发量；3)再热器进出口安全阀的总排放量应大于再热器的最大设计流量，直流蒸汽发生系统外置式启动分离器安全阀的总排放量应大于蒸汽发生系统启动时的产汽量；4)采用容量为100%具有减温、减压及安全阀功能的三用阀高压旁路时，其过热器的安全阀可由高压旁路阀代替。6汽包蒸汽出口管道宜设置接至辅助蒸汽系统的管路。4.3主要设计参数4.3.1蒸汽发生系统导热油侧设备及管道设计压力不应小于下列几款之和：1蒸汽发生系统导热油入口最高工作压力，最高工作压力取集热场来油管道最高工作压力和释热工况油盐换热器来油管道最高工作压力的较大值；2设计附加压力，取安全阀或动力驱动泄压阀实际整定压力(较低)与工作压力的差；3液柱静压力，当计算元件底部液柱静压小于或等于以上两项之和的3%时，可不考虑液柱静压值。4.3.2导热油管道设计温度宜取计算管段入口导热油最高工作温度加温度偏差值，最高工作温度取集热器回路出口最高工作温度，如无特殊要求时，温度偏差值可取5℃。4.3.3蒸汽发生系统汽水侧设备及管道的设计压力应符合下列1再热蒸汽系统，设计压力应取汽轮机最大计算容量工况下汽轮机高压缸排汽压力的1.15倍。2从预热器入口至过热器出口之间的设备及管道系统，其设计压力不应小于下列几项之和：1)过热器出口最高工作压力；2)在蒸汽发生系统最大出口流量时，计算元件至过热器出口之间工质的流动阻力；3)设计附加压力，不应小于安全阀或动力驱动泄压阀实际整定压力(较低)与最高工作压力的差；4)液柱静压力，当计算元件底部液柱静压小于或等于以上三项之和的3%时，可不考虑液柱静压值。4.3.4蒸汽发生系统汽水侧管道设计温度应符合下列规定：1预热器进出口管道设计温度应符合下列规定：1)预热器进口管道设计温度应取各运行工况下入口最高给水温度；2)预热器出口管道设计温度宜取预热器设计压力对应的饱和温度。2汽包下降管、上升管及过热器入口管道设计温度宜取汽包或釜式蒸发器设计压力对应的饱和温度。3过热器出口管道设计温度应取下列两项的较小值：1)汽轮机额定功率工况蒸汽发生系统过热器出口蒸汽工作温度加上在低负荷时最大温度偏差值，当制造厂未提供温度偏差值时，温度偏差值可取10℃;2)过热器入口导热油最高工作温度。4再热器入口管道设计温度应取汽轮机最大计算容量工况下，高压缸排汽参数等熵求取管道设计压力下的相应温度；如汽轮机厂有特殊要求时，该设计温度应取可能出现的最高工作温度。5再热器出口管道设计温度应取下列两项的较小值：1)汽轮机额定功率工况蒸汽发生系统再热器出口蒸汽工作温度加上在低负荷时最大温度偏差值，当制造厂未提供温度偏差值时，温度偏差值可取用8℃;2)再热器入口导热油最高工作温度。4.3.5蒸汽发生系统热交换器的设计温度应符合下列规定：1设计温度不应低于元件金属在工作状态下可能达到的最高温度；2热交换器的各程(压力室)设计温度应按各自可能出现的最高工作温度确定；各部分在工作状态下的金属温度不同时，可分别设定设计温度；3对于同时受两侧介质温度作用的金属元件，设计温度宜取各运行工况下设备入口导热油可能达到的最高温度。4.4主要设备选型及配置4.4.1蒸汽发生系统主要包括预热器、蒸发器、汽包或汽水分离器、过热器和再热器，单机容量为150MW级及以下机组宜配置1列容量为100%的热交换器；单机容量为150MW级以上机组宜配置2列容量各为50%的热交换器。4.4.2蒸汽发生系统的热交换器面积计算宜以汽轮机最大计算容量工况为设计工况，应留10%的面积裕量，并应满足汽轮机其他各工况的运行要求。4.4.3蒸汽发生系统的热交换器不宜设备用。4.4.4热交换器宜采用管壳式热交换器。除蒸发器外的其他热交换器宜采用卧式热交换器，导热油宜在壳侧流动，汽水宜在管侧流动。4.4.5对2×50%容量的蒸汽发生系统，每列宜配置一台独立的汽包及其附属装置和系统。4.4.6蒸汽发生系统汽水侧的压降宜符合下列规定：1在汽轮机最大计算容量工况下，从预热器入口至过热器出口设备及管道的总压降宜为0.2MPa～0.45MPa;2在汽轮机最大计算容量工况下，再热器本体压降宜为0.1MPa～0.19MPa。4.4.7预热器及其相关系统设计应满足机组在各运行工况下出口给水不汽化的要求。4.4.8蒸发器形式应根据水动力循环、汽水侧及导热油侧流程设计、设备运行的安全性及经济性综合考虑选取，宜采用釜式、U管直壳式或集箱蛇管直壳式结构等。4.4.9过热器宜选用卧式U管直壳式或发卡型热交换器，并联运行的过热器出口汽温偏差应小于5℃。4.4.10再热器宜选用发卡型管壳式热交换器，并联运行的再热器出口汽温偏差应小于5℃。4.5管道及附件选择4.5.1导热油管道及附件应根据导热油品质、导热油温度、导热油系统进行设计。4.5.2导热油管道及附件选用的钢材应符合国家现行标准的规定，钢材的许用应力取值应符合现行行业标准《火力发电厂汽水管4.5.3蒸汽发生系统导热油管道的介质流速宜为2m/s～4m/s;汽水管道的介质流速应按现行行业标准《火力发电厂汽水管道设4.5.4导热油管道的直管壁厚计算可按现行国家标准《电厂动力管道设计规范》GB50764中的相关规定执行。其中腐蚀和磨损要求的附加厚度取值可根据工程实际使用导热油介质的特性确定。4.5.5汽包下降管和上升管及管件宜采用CrMo合金钢。4.5.6蒸汽发生系统汽水管道及附件的选择应符合现行行业标准《火力发电厂汽水管道设计规范》DL/T5054的规定。4.5.7导热油管道及附件的选择应符合现行国家标准《压力管道规范工业管道》GB/T20801和现行《压力管道安全技术监察规程工业管道》TSGD0001中的相关规定，并应符1导热油系统应采用锻钢或铸钢阀门，不得采用铸铁阀门；2导热油管道及阀门的法兰垫片应选用耐油、耐热垫片，不得使用塑料垫片、橡皮垫片和石棉垫片；3导热油管道宜采用焊接连接，应少设法兰；4导热油管道法兰应采用内外双面焊接，正对高温蒸汽管道的导热油管道法兰应采用凹凸面法兰。4.5.8蒸汽发生系统汽水管道的检验和试验应符合现行国家标准《电厂动力管道设计规范》GB50764中的相关规定。4.5.9蒸汽发生系统导热油管道的检验和试验应符合现行国家标准《压力管道规范工业管道》GB/T20801中的相关规定。4.6设备及管道布置4.6.1蒸汽发生系统的设备及管道宜采用露天布置。4.6.2蒸汽发生系统的设备及管道宜集中布置，各设备的相对位置应适应工艺流程的要求，并应满足安装、运行、检修的需要，应做到设备布局和空间利用紧凑、合理；管线连接短捷、整齐；巡回检查通道顺畅。4.6.3蒸汽发生系统设备及管道的布置应能够安全、便捷地疏放设备及管道内的介质。4.6.4蒸汽发生系统的导热油管道的坡度不应小于0.003,汽水管道的坡度应按现行行业标准《火力发电厂汽水管道设计规范》DL/T5054中的规定执行。4.7运行工况要求4.7.1蒸汽发生系统应满足汽轮发电机组各种启动状态下的启动要求，并能够与汽轮发电机组启动过程协调同步。4.7.2蒸汽发生系统启动过程中入口油温应逐步提升，不应将高温导热油直接注入低温的蒸汽发生系统内。4.7.3蒸汽发生系统应能够通过调整流经过热器和再热器的导热油流量，实现对过热器和再热器出口蒸汽温度偏差的控制。4.7.4当汽轮发电机组运行负荷发生变化时，应调整进入蒸汽发生系统的导热油流量，使蒸汽发生系统的出力适应汽轮发电机组负荷的变化。4.7.5蒸汽发生系统的导热油防凝应与全厂导热油防凝系统统一设计。4.7.6当蒸汽发生系统的导热油温度低于设定值时，应启动防凝系统，将加热后的导热油注入蒸汽发生系统4.7.7蒸汽发生系统事故停机或长时间检修停机时，应将设备及管道中的导热油及汽水介质疏放排空。5熔盐-蒸汽发生系统5.1系统拟定原则5.1.1蒸汽发生系统熔盐侧的设计应包括熔盐入口隔离阀至熔盐出口隔离阀范围内的热交换器及管道、阀门和附件，熔盐侧的设计尚应包括上述范围内的辅助系统。5.1.2蒸汽发生系统汽水侧的设计范围应符合下列规定：1从给水调节阀站入口至过热器出口主蒸汽管道隔离阀或过热器出口母管范围内的热交换器及管道、阀门和附件；包含启动电加热器及低负荷预热器、外部混温循环泵及相关管道系统，当蒸发器设备水动力循环采用强制循环时，尚应包括采用炉水强制循环泵系统的设计。2从再热器进口隔离阀或再热器进口母管至再热器出口隔离阀或再热器出口母管范围内的热交换器及管道、阀门和附件。3上述系统范围内的辅助系统。5.1.3蒸汽发生系统应根据集热系统、储热系统及汽轮机汽水循环系统进行拟定。5.1.4单台热交换器容量应根据机组容量、设备制造能力及运输条件等因素确定。5.1.5熔盐与汽水工质换热时应符合下列规定：1进入蒸汽发生系统的高温熔盐宜依次流经过热器、蒸发器和预热器；2对于再热机组，再热器出口熔盐应接至蒸发器熔盐入口汇集管。5.1.6预热器出口回盐温度不宜低于熔盐析晶温度加20℃,额定工况下预热器出口回盐温度应根据下列因素综合确定：1蒸汽发生系统入口熔盐温度；2蒸汽发生系统额定工况对应的汽轮机回热系统末级高压加热器出口给水压力、温度及流量；3蒸汽发生系统额定工况下要求的过热器和再热器出口蒸汽压力、温度及流量参数以及再热器进口蒸汽参数；4换热器端差。5.2系统设计要求5.2.1蒸汽发生系统熔盐侧设计宜符合下列规定：1对于2×50%容量的蒸汽发生系统，每列蒸汽发生系统熔盐进出口管道应设动力操作隔离阀。2进入每列蒸汽发生系统的熔盐应分别接至过热器和再热器熔盐入口。3过热器及再热器熔盐出口宜设动力操作调节阀。4过热器及再热器熔盐出口管道宜接至蒸发器熔盐入口汇集管。5热交换器熔盐侧安全附件应符合现行《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG21和现行国家标准《压力容器第1部分：通用要求》GB150.1附录B的规定；安全阀应符合现行《安全阀安全技术监察规程》TSGZF001的规定。6预热器及蒸发器设备的超压泄放装置宜采用爆破片安全装置或安全阀，爆破片安全装置除应符合国家现行标准《爆破片安全装置》GB567和《爆破片装置安全技术监察规程》TSGZF003的规定外，尚应满足熔盐压力和温度波动频繁、机组启停次数多的要求，且与熔盐接触的材料应具有抗熔盐腐蚀的能力。7预热器及蒸发器熔盐侧超压泄放装置的排放能力宜按热交换器事故漏入熔盐侧的水汽化后的体积流量计算确定，水流量应取下列两项较大值，并加10%的裕度：1)最大流量下流经热交换器水流量的10%;2)一根热交换器管子断裂泄漏的水流量(两个断口)。8过热器及再热器熔盐侧超压泄放装置的排放能力宜按热交换器事故漏入熔盐侧的蒸汽扩容后的体积流量计算确定，蒸汽流量应取下列两项较大值，并加10%的裕度：1)最大流量下流经热交换器蒸汽流量的10%;2)一根热交换器管子断裂泄漏的蒸汽流量(两个断口)。5.2.2蒸汽发生系统汽水侧设计应符合下列规定：1进入蒸汽发生系统的给水宜依次流经低负荷预热器、启动电加热器、预热器及汽包。2启动电加热器应设置全容量的旁路管道。3低负荷预热器汽水系统设计应符合下列规定：1)加热蒸汽宜来自主蒸汽或汽包蒸汽出口，加热蒸汽疏水宜进入末级高压加热器；2)低负荷预热器给水侧应设全容量旁路管道，其进出口及旁路管道宜设动力操作隔离阀。4蒸汽发生器宜采用自然循环系统；当采用强制循环系统时，每列蒸汽发生系统宜设置2×100%容量的强制循环水泵。5每台过热器出口主蒸汽管道应设动力操作隔离阀。6每台再热器进出口管道宜设动力操作隔离阀。7安全附件应符合下列规定：1)蒸汽发生系统设备汽水侧所配安全附件应符合现行《锅炉安全技术监察规程》TSGG0001和《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG21的规定；安全阀应符合现行行业标准《电站锅炉安全阀技术规程》DL/T959和现行《安全阀安全技术监察规程》TSGZF001的规定；2)对于设有汽包的蒸汽发生系统，当汽包至过热器间的管道上未设隔离阀时，过热器上可不设安全阀，汽包上所有安全阀的排放量总和应大于蒸汽发生系统的最大连续蒸3)再热器进出口安全阀的总排放量应大于再热器的最大设计流量；4)直流蒸汽发生系统外置式启动分离器安全阀的总排放量应大于蒸汽发生系统启动时的产汽量；5)采用容量为100%具有减温、减压及安全阀功能的三用阀高压旁路时，其过热器的安全阀可由高压旁路阀代替。8汽包蒸汽出口宜设有接至辅助蒸汽系统的管路。9启动预热系统设计应符合下列规定：1)启动预热系统应能够将蒸汽发生系统水侧的管道、设备及储水在规定时间内从冷态加热至设定温度，设定温度宜为熔盐析晶温度加30℃~50℃;2)预热器给水入口管道宜设启动电加热器，并在汽包底部或蒸发器水侧预留接口与启动电加热器给水入口管道之间设置外部混温循环泵及相关管道系统。对单列蒸汽发生系统宜设2×100%容量的外部混温循环泵；对双列蒸汽发生系统每列宜设2×50%容量的外部混温循环泵。外部混温循环泵宜采用变频调速泵。5.3主要设计参数5.3.1蒸汽发生系统熔盐侧设备及管道设计压力不应小于下列几款之和：1蒸汽发生系统熔盐入口最高工作压力；2设计附加压力，取安全阀或动力驱动泄压阀实际整定压力(较低)与工作压力的差；3液柱静压力，当计算元件底部液柱静压小于或等于以上两款之和的3%时，可不考虑液柱静压力。5.3.2熔盐管道设计温度宜取计算管段入口熔盐最高工作温度加温度偏差值，温度偏差值可取5℃,蒸汽发生系统熔盐入口管道可不加温度偏差值。5.3.3蒸汽发生系统汽水侧设备及管道的设计压力应符合下列规定：1再热蒸汽系统，设计压力应取汽轮机最大计算容量工况下，汽轮机高压缸排汽压力的1.15倍。2从预热器入口至过热器出口之间的设备及管道系统，设计压力不应小于下列几项之和：1)过热器出口最高工作压力；2)在蒸汽发生系统最大出口流量时，计算元件至过热器出口之间工质的流动阻力；3)设计附加压力，不应小于安全阀或动力驱动泄压阀实际整定压力(较低)与最高工作压力的差；4)液柱静压力，当计算元件底部液柱静压小于或等于以上三项之和的3%时，可不考虑液柱静压力。5.3.4蒸汽发生系统汽水侧管道设计温度应符合下列规定：1预热器进出口管道设计温度应符合下列规定：1)预热器进口管道设计温度应取各运行工况下入口最高给水温度；2)预热器出口管道设计温度宜取预热器设计压力对应的饱和温度。2汽包下降管、上升管及过热器入口管道设计温度宜取汽包或釜式蒸发器设计压力对应的饱和温度。3过热器出口管道设计温度应取下列两项的较小值：1)汽轮机额定功率工况蒸汽发生系统过热器出口蒸汽工作温度加上在低负荷时最大温度偏差值，当制造厂未提供温度偏差值时，温度偏差值可取用10℃;2)过热器入口熔盐最高工作温度。4再热器入口管道的设计温度应取汽轮机最大计算容量工况下，高压缸排汽参数等熵求取管道设计压力下的相应温度。如汽轮机厂有特殊要求时，该设计温度应取用可能出现的最高工作5再热器出口管道设计温度应取下列两项的较小值：1)汽轮机额定功率工况蒸汽发生系统再热器出口蒸汽工作温度加上在低负荷时最大温度偏差值，当制造厂未提供温度偏差值时，温度偏差值可取用8℃;2)再热器入口熔盐最高工作温度。5.3.5蒸汽发生系统热交换器的设计温度应符合下列规定：1设计温度不应低于元件金属在工作状态下可能达到的最高温度；2热交换器的各程(压力室)设计温度应按各自最苛刻的工作工况分别确定，各部分在工作状态下的金属温度不同时，可分别设定设计温度；3对于同时受两侧介质温度作用的金属元件，设计温度宜取各运行工况下设备入口熔盐可能达到的最高温度。5.4主要设备选型及配置5.4.1蒸汽发生系统宜设一列容量为100%或两列容量为50%的热交换器。每列热交换器主要包括预热器、蒸发器、汽包或汽水分离器、过热器、再热器、启动电加热器和低负荷预热器。单机容量为150MW级及以下机组宜配置1列容量为100%的热交换器；单机容量为150MW级以上机组宜配置2列容量为50%的热交换5.4.2蒸汽发生系统的热交换器面积计算宜以汽轮机最大计算容量工况为设计工况，应留10%的面积裕量，并应满足汽轮机在其他各工况的运行要求。5.4.3蒸汽发生系统的热交换器不宜设备用。5.4.4热交换器宜采用管壳式热交换器，除蒸发器外的其他热交换器宜采用卧式热交换器，熔盐宜在壳侧流动，汽水宜在管侧流动。5.4.5对2×50%容量的蒸汽发生系统，每列热交换器宜配置一台独立的汽包及其附属装置和系统。5.4.6蒸汽发生系统汽水侧的压降宜符合下列规定：1在汽轮机最大计算容量工况下，从预热器入口至过热器出口设备及管道的总压降宜为0.2MPa～0.45MPa;2在汽轮机最大计算容量工况下，再热器本体压降宜为0.1MPa～0.19MPa。5.4.7预热器及其相关系统设计应满足机组在各种运行工况下出口给水不汽化的要求。5.4.8蒸发器形式应根据水动力循环、汽水侧及熔盐侧流程设计、熔盐防凝、设备运行的安全性及经济性综合考虑选取，宜采用管直壳或蛇形管结构等。5.4.9过热器宜选用发卡型管壳式热交换器或蛇形管结构，并联运行的过热器出口蒸汽温度偏差应小于5℃。5.4.10再热器宜选用发卡型管壳式热交换器或蛇形管结构；并联运行的再热器出口蒸汽温度偏差应小于5℃。5.4.11低负荷预热器设计应符合下列规定：1蒸汽发生系统宜设1台低负荷预热器，其容量宜根据汽轮机低负荷运行工况下的末级高压加热器出口给水温度及给水流量确定；2低负荷预热器宜采用管壳式热交换器，其设计应符合现行3低负荷预热器出口给水温度不宜低于熔盐析晶温度加10℃。5.4.12每列蒸汽发生系统宜设1台启动电加热器，电加热器电功率应分级可调节。电加热器宜在规定时间内将蒸汽发生系统水侧的管道、设备及储水加热到设定温度，设定温度宜为熔盐析晶温度加30℃~50℃。5.4.13外部混温循环泵设计应符合下列规定：1蒸汽发生系统外部混温循环泵的容量宜根据下列条件计算各低负荷工况所需掺混的最大热水流量，并应留10%的裕量：1)计算工况下末级高压加热器出口给水流量及温度；2)计算工况下蒸发器或汽包内的给水温度；3)计算工况下预热器入口给水温度达到设定值所需掺混的热水流量。2外部混温循环泵的扬程应为下列各项之和：1)启动预热系统循环回路的管道、阀门及管件的介质流动总阻力，另加20%裕量；2)启动预热系统循环回路流经的各设备的介质流动总阻力。5.5管道及附件选择5.5.1熔盐管道及附件应根据熔盐介质特性、温度、熔盐系统进行设计。5.5.2熔盐管道及附件选用的钢材应符合下列规定：1当设计温度不高于425℃时，熔盐管道及附件宜选用优质碳素钢；2当设计温度高于425℃时，熔盐管道及附件宜选用抗腐蚀性强的奥氏体不锈钢。5.5.3蒸汽发生系统熔盐管道的介质流速宜为2m/s～4m/s,熔盐管道管径不宜小于DN100;汽水管道的介质流速应按现行行业标准《火力发电厂汽水管道设计规范》DL/T5054的推荐值执行，宜取下限值。5.5.4熔盐管道的直管壁厚计算可按现行国家标准《电厂动力管道设计规范》GB50764中的相关规定执行，其中腐蚀和磨损要求的附加厚度取值按熔盐介质的特性确定。5.5.5汽包下降管和上升管及管件宜采用CrMo合金钢。5.5.6蒸汽发生系统汽水管道及附件的选择应符合现行行业标准《火力发电厂汽水管道设计规范》DL/T5054中的相关规定。5.5.7熔盐管道及附件的选择应符合现行国家标准《压力管道规范工业管道》GB/T20801和现行《压力管道安全技术监察规程——工业管道》TSGD0001中的相关规定。5.5.8蒸汽发生系统汽水管道的检验和试验应符合现行国家标准《电厂动力管道设计规范》GB50764中的相关规定。5.5.9蒸汽发生系统熔盐管道的检验和试验应符合现行国家标准《压力管道规范工业管道》GB/T20801中的相关规定。5.6设备及管道布置5.6.1蒸汽发生系统的设备及管道宜采用露天布置，对于严寒地区和风沙较大的地区可采用室内布置。5.6.2蒸汽发生系统的设备及管道宜集中布置，各设备的相对位置应适应工艺流程的要求，并应满足安装、运行、检修的需要，宜做通道顺畅。5.6.3蒸汽发生系统设备及管道的布置应能够安全、便捷地疏放设备及管道内的介质。5.6.4蒸汽发生系统熔盐管道的坡度不应小于0.01,汽水管道的坡度应按现行行业标准《火力发电厂汽水管道设计规范》DL/T5054中的有关规定执行。5.6.5疏盐罐的疏盐进口标高应低于熔盐管道及设备上各疏盐点接口标高，并应满足疏盐管道的放坡要求。5.7运行工况要求5.7.1蒸汽发生系统应满足汽轮发电机组各种启动状态下的启动要求，并能够与汽轮发电机组启动过程协调同步。5.7.2蒸汽发生系统冷态启动前，应对熔盐系统和汽水系统的管道和设备预热。熔盐系统的管道和设备通过电伴热系统预热，汽水系统的管道和设备通过启动电加热器、外部混温循环泵及其管道系统预热。5.7.3当蒸汽发生系统启动预热完成后，可向蒸汽发生系统注入熔盐，通过过热器出口蒸汽及汽机旁路系统，对热力系统及再热器汽侧预热。5.7.4在机组运行期间，应连续监测末级高压加热器给水出口温度，当末级高压加热器给水出口温度低于熔盐析晶温度加10℃时，应投运外部混温循环泵、低负荷预热器。5.7.5当汽轮发电机组运行负荷发生变化时，应调整进入蒸汽发生系统的熔盐流量，使蒸汽发生系统的出力适应汽轮发电机组负荷的变化。5.7.6在机组运行期间，当蒸汽发生系统过热器出口的主蒸汽温度高于汽轮机允许进汽温度时，可通过减小蒸汽发生系统进口熔盐流量或降低蒸汽发生系统入口熔盐温度降低主蒸汽温度。5.7.7当蒸汽发生系统熔盐侧的管道、阀门及设备温度低于设定值时，对应的电伴热系统应自动投入运行。5.7.8当蒸汽发生系统事故停机或长时间检修停机时，应将设备及管道中的熔盐及汽水介质疏放排空。6.1.1辅助系统应满足蒸汽发生系统低温防凝、启动及正常运行等要求。6.1.2汽水系统的汽包或釜式蒸发器设备、联箱及相应管道应设有供化学清洗、停机保护及取样的接管座。6.1.3当设备壳体或换热管材质为碳钢时，宜对设备壳体或换热管侧设置充氮系统。6.2.1熔盐防凝系统设计宜符合下列规定：1蒸汽发生系统所有熔盐管道、阀门及附件的防凝系统宜采用电伴热方案；2对于熔盐在壳侧流动的热交换器，应在热交换器壳侧设置电伴热系统。6.2.2电伴热系统设计宜符合下列规定：1寒冷地区户外布置的蒸汽发生器汽水侧宜设置电伴热；2熔盐管道的伴热电缆宜按不低于100%冗余设置；3伴热电缆宜采用矿物绝缘电缆，伴热电缆外护套的材质应根据管道的运行温度及耐腐蚀性要求进行选择；4伴热启动温度设定值宜为熔盐析晶温度加30℃。6.3.1导热油疏放系统设计应符合下列规定：1导热油管道及热交换器高位点应设对空放气系统；2导热油管道及热交换器低位点应设放油系统；3导热油系统上的安全阀泄放管道应接至回收设施。6.3.2熔盐疏放系统设计应符合下列规定：1熔盐管道及热交换器高位点应设放气系统，放气管道可接至熔盐储罐或疏盐罐；2熔盐管道及热交换器低位点应设疏盐系统；3熔盐-蒸汽发生系统宜设置一台疏盐罐，疏盐罐的有效容积不宜小于熔盐-蒸汽发生系统低位排盐量的20%,疏盐罐宜设置2×100%的疏盐泵；4熔盐系统的管道、设备及安全阀的疏放管道应接至疏盐罐。6.3.3蒸汽发生系统导热油、熔盐的疏放应排至介质回收设施。6.3.4汽水系统管道的排污、疏水、放水及放气设计应符合现行行业标准《火力发电厂汽水管道设计规范》DL/T5054中的规定。6.3.5公称压力大于或等于PN40的疏放系统应串联装设两个隔离阀。6.4.1蒸汽发生系统各设备应有检修空间、运输通道、运行和检修通道。6.4.2检修起吊设施的起重量应根据检修时起吊的最重件选择，露天布置的设备可根据周围的条件设置移动或固定式起吊设施。6.4.3主要阀门及其执行机构应能正常操作和便于维修，必要时应设置操作、维修平台。6.4.4在不便设置固定维护检修平台的地方可设置移动升降检修设施。6.5事故应急情况处理6.5.1对于1×100%容量的蒸汽发生系统，当任何一台热交换器发生事故解列时，蒸汽发生系统及汽轮发电机组应连锁解列停止运行。6.5.2对于2×50%容量的蒸汽发生系统，当任何一台热交换器发生事故解列时，对应列的蒸汽发生系统应连锁解列停止运行，汽轮发电机组应连锁降负荷运行。6.5.3当汽轮发电机组因故紧急停机时，蒸汽发生系统应连锁解列停止运行。6.5.4当蒸汽发生系统热交换器发生爆管事故时，宜同时关闭事故列蒸汽发生系统下列阀门，并解列停止运行事故列：1传热流体进出口动力操作隔离阀；2预热器给水入口及再热器蒸汽入口动力操作隔离阀；3过热器蒸汽出口及再热器蒸汽出口动力操作隔离阀。6.5.5当传热流体输送泵故障停运时，蒸汽发生系统及汽轮发电机组应连锁停止运行。7其他技术要求7.1仪表与控制7.1.1蒸汽发生系统的监视与控制宜纳入电厂分散控制系统集中监控。7.1.2检测与仪表的设置应符合下列规定：1在爆炸危险气体或有毒气体可能释放的区域，应根据危险场所的分类设置爆炸危险气体报警仪或有毒气体检测报警仪；2保护系统的检测仪表应双重或三重化设置，过热汽温、再热汽温、汽包水位等重要模拟量控制回路的检测仪表宜双重或三重冗余设置。7.1.3每列蒸汽发生系统宜设下列热工检测项目：1预热器、蒸发器、过热器、再热器进出口传热流体侧压力、温度；2预热器、蒸发器、过热器、再热器进出口汽水侧温度，过热5预热器和再热器导热油出口流量；6过热器、再热器及预热器出口熔盐流量。7.1.4蒸汽发生系统报警设置应包括下列内容：1汽包或釜式蒸发器的压力、水位、壁温等参数异常；2各换热器进出口压力、温度等参数异常。7.1.5当出现下列情况之一时，蒸汽发生系统应实现跳闸保护：1汽包或釜式蒸发器水位过高或过低；2直流蒸发器的给水流量过低；3主蒸汽压力过高；4再热蒸汽压力过高；5换热介质断流保护；6蒸汽发生系统设备要求的其他保护。7.1.6蒸汽发生系统的模拟量控制项目宜包括下列内容：1过热蒸汽温度控制；2再热蒸汽温度控制；3汽包或釜式蒸发器水位控制。7.1.7蒸汽发生系统的顺序控制项目宜包括下列内容：1过热蒸汽系统；2再热蒸汽系统；3给水系统。7.1.8检测仪表的选型与安装除应符合现行行业标准《火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定》DL/T5182以及现行国家标准《自动化仪表工程施工及质量验收规范》GB50093的相关规定外，尚应符合下列规定：1蒸汽发生系统中熔盐侧和导热油侧仪表的选型及安装应充分考虑介质特性，仪表取样管路应设置防凝和防腐措施；2导热油-蒸汽发生系统中的检测仪表和执行机构应根据防爆区域划分，选择合适的防爆等级。7.1.9汽包或釜式蒸发器应设置水位工业电视。7.1.10所有熔盐系统、导热油系统的仪表取样管应设置电伴热。7.2.1蒸汽发生系统的厂用负荷分类应符合现行行业标准《火力发电厂厂用电设计技术规程》DL/T5153中的相关规定。7.2.2蒸汽发生系统的高压厂用负荷宜由机组的高压厂用工作段供电，低压厂用负荷宜由按区域设置的动力中心(PC)及马达控制中心(MCC)供电。高压厂用电压系统的标称电压宜采用6kV或10kV,低压厂用电压等级可采用380V、380/220V作为标称电压，也可根据负荷特点进行技术经济比较，采用其他电压等级作为标称电压。7.2.3对于蒸汽发生系统，需要在全厂失电时继续运行的厂用电负荷，应接入机组保安电源。7.2.4对于采用变频或晶闸管控制的电气设备，应限制其谐波含量。厂用电系统设计应符合现行国家标准《电能质量公用电网7.2.5蒸汽发生系统厂用电负荷的连接和供电方式应符合现行行业标准《火力发电厂厂用电设计技术规程》DL/T5153的相关规定。7.2.6蒸汽发生系统厂用电设备的保护和控制应符合现行行业标准《火力发电厂厂用电设计技术规程》DL/T5153的相关规定。7.2.7蒸汽发生系统的厂用电配置应符合现行国家标准《小型火力发电厂设计规范》GB50049或《大中型火力发电厂设计规范》GB50660的相关规定。7.3汽水取样及加药7.3.1化学加药系统的设计及设备配置应符合现行行业标准《发7.3.2汽水取样系统的水质监测及表计配置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/T12145的规定，并应符合现行行业标准《发电厂化学设计规范》DL5068的规定。宜设置除气型的氢导电表。7.4.1导热油-蒸汽发生系统应根据现行国家标准《石油库设计的相关规定配置灭火器材，灭火器材的配置应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB50140的有关规定。7.4.2导热油-蒸汽发生系统区域的消防设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016和《消防给水及消火栓系统技术7.4.3导热油采用联苯-联苯醚混合物时，其生产的火灾危险性类别应为丙类，采用其他混合物时，其生产的火灾危险性类别应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定。7.4.4导热油-蒸汽发生系统应设置泡沫灭火系统。泡沫灭火系统的形式宜与导热油储罐区一致，且宜与导热油储罐区泡沫灭火系统合并设置。7.4.5采用固定式泡沫灭火系统时，宜沿导热油-蒸汽发生系统区域外均匀布置泡沫消火栓，泡沫消火栓的间距不应大于60m。7.4.6采用固定式泡沫灭火系统时，导热油-蒸汽发生系统区域应配置泡沫枪，泡沫枪的数量不少于2只，泡沫混合液连续供给时间不少于20分钟，每只泡沫枪的泡沫混合液流量不应小于240L/min。7.4.7导热油-蒸汽发生系统室内布置时，室内应设置消火栓，消火栓应采用直流/雾化可转换水枪。7.4.8熔盐-蒸汽发生系统应配置灭火毯、消防沙、消防服、防毒面罩，其配置数量应符合下列规定：12m×2m规格的灭火毯不应少于6块；2消防沙不应少于4m³;3消防服不应少于2套；4防毒面具不应少于2具。7.4.9熔盐-蒸汽发生系统室内布置时，可不设置室内消火栓。7.4.10熔盐-蒸汽发生系统区域室外消火栓的设计应符合现行国家标准《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974的有关规定。该区域室外消防栓应设置直流/雾化可转换水枪。7.4.11任何情况下不应将水流直接喷射至熔盐。7.5.1蒸汽发生系统的安全防护应符合现行行业标准《火力发电厂职业安全设计规程》DL5053和《火力发电厂职业卫生设计规7.5.2蒸汽发生系统防噪声设计应符合现行国家标准《工业企业噪声控制设计规范》GB/T50087的规定。7.5.3电气设备的布置应满足带电设备的安全防护距离要求，并应采取隔离防护和防止误操作的措施；应采取防止雷击和安全接地等。其设计应符合国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB50057、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064和《高压配电装置设计规范》DL/T53527.5.4预防机械伤害和坠落设计应符合现行国家标准《生产设备安全卫生设计总则》GB5083和《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置的设计与制造一般要求》GB/T8196的规定。7.6.1蒸汽发生系统设备及管道保温设计除应符合本规范的要求外，还应符合现行行业标准《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072的有关规定。7.6.2环境温度不高于27℃时，熔盐管道、导热油管道、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、给水管道蒸汽发生系统内的热交换器设备表面温度不应超过45℃。7.6.3除定期排污扩容器、对空排放管道及其疏放管道外，其他管道的保温层厚度应按经济厚度法进行计算。7.6.4熔盐管道、导热油管道、主蒸汽管道、再热蒸汽管道，过热器、再热器及蒸发器设备的保温可在保温层内或保温层与保护层间敷设反射膜。本规范用词说明1为便于在执行本规范条文时区别对待，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：2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：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……引用标准名录《小型火力发电厂设计规范》GB50049《建筑物防雷设计规范》GB50057《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T《工业企业噪声控制设计规范》GB/T50087《自动化仪表工程施工及质量验收规范》GB50093《建筑灭火器配置设计规范》GB50140《大中型火力发电厂设计规范》GB50660《电厂动力管道设计规范》GB50764《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974《压力容器第1部分：通用要求》GB150.1《生产设备安全卫生设计总则》GB5083《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置的设计与制《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145《电能质量公用电网谐波》GB/T14549《压力管道规范工业管道》GB/T20801《火力发电厂金属技术监督规程》DL/T438《电站锅炉压力容器检验规程》DL647《电站锅炉安全阀技术规程》DL/T959《火力发电厂职业安全设计规程》DL5053《火力发电厂汽水管道设计规范》DL/T5054《发电厂化学设计规范》DL5068《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072《火力发电厂厂用电设计技术规程》DL/T5153《火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规《高压配电装置设计规范》DL/T5352《火力发电厂职业卫生设计规程》DL5454《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG21《压力管道安全技术监察规程——工业管道》TSGD0001《锅炉安全技术监察规程》TSGG0001《安全阀安全技术监察规程》TSGZF001《爆破片装置安全技术监察规程》TSGZF003中华人民共和国电力行业标准太阳能热发电厂蒸汽发生系统设计规范《太阳能热发电厂蒸汽发生系统设计规范》DL/T5605—2021,经国家能源局2021年4月26日以第3公告批准发布。本规范的编制主要遵循原则：1.对本规范规定范围内的太阳能热发电厂蒸汽发生系统给出系统的拟定原则、系统的设计要求及主要设计参数的确定方法，并对主要设备选型及配置、管道及附件选择、设备及管道布置等提出设计的基本要求；2.设计应遵循安全第一的原则，并采取成熟可靠的技术；3.注意了解吸收国外关于以熔盐为吸热介质的太阳能热发电厂中的熔盐-蒸汽发生系统和以导热油为吸热介质的槽式太阳能热发电厂中的导热油-蒸汽发生系统先进的设计方法和理念；4.注重与国内现行相关标准的协调，本规范中涉及的内容与国家现行标准有重复的部分，采用引用的方法。为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需要注意的有关事项进行了说明和解释。但是，本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握规范规定的参考。 4.1系统拟定原则 4.2系统设计要求 4.3主要设计参数 4.4主要设备选型及配置 4.5管道及附件选择 4.6设备及管道布置 5熔盐-蒸汽发生系统 5.2系统设计要求 5.3主要设计参数 5.4主要设备选型及配置 5.5管道及附件选择 5.7运行工况要求 6.2防凝系统 6.5事故应急情况处理 7.1仪表与控制 7.2电气 7.3汽水取样及加药 7.4消防 3.0.4蒸汽发生系统校核工况主要包括汽轮机组最低连续运行负荷、部分高压加热器切除以及超发工况。其中对于熔盐蒸汽发生器，最低连续运行负荷需确保蒸汽发生系统预热器入口水温在安全范围内，一般设计工况，预热器入口水温不低于熔盐凝固点，此时若熔盐蒸汽发生器的蒸汽压力较高，则回盐温度较高，尽管预热器给水入口温度较低，但预热器熔盐出口温度大于预热器给水入口，凝固风险可控。部分高压加热器切除工况主要满足夏季太阳辐射资源很好的时段，避免集热场弃光，从而增大汽轮机出力。对于储能型光热电站，存在此类需求的情况较少；对于导热油槽式电站，导热油蒸汽发生器根据电站设计原则，此工况若需要满足，则预热器换热面积较大；对于熔盐蒸汽发生器，此时需校核最低给水温度在最大流量下的蒸汽发生系统回盐温度。超发工况需根据电站储能系统容量配置综合考虑较低的弃光率。一般超发工况可以通过提高主汽压力、增大主蒸汽流量、切除部分或全部高压加热器实现，需在全厂系统设计时考虑。3.0.5启停次数主要用于蒸汽发生器结构设计阶段的疲劳校核。启停次数决定于电站后期运行模式以及电站本身的集热场和储热系统配置，应根据上述原则确定，一般不低于450次/年。3.0.8高压加热器部分或全部解列工况决定于全厂系统设计，结合本规范第3.0.4条考虑此工况。一般情况下当传热流体为熔盐时，为了防止蒸汽发生系统预热器出口熔盐凝固，每台高压加热器应设置独立的给水旁路；当传热流体为导热油时，高压加热器可设置独立给水大旁路或给水小旁路。3.0.10露天布置的蒸汽发生系统汽水侧防冻问题较为突出，若在冬季环境温度较低的区域应考虑充分的电伴热系统。电伴热设计应涵盖所有的汽水系统管道、仪表、阀门、泵类。由于实际中电伴热的可靠性和寿命较低，对于运行温度大于180℃的上述管道等需配置矿物绝缘电伴热，该类型伴热电缆在非工作时段耐温较高。在极端环境温度低于零下10℃的区域，建议熔盐蒸汽发生器采用封闭设计，以减少电伴热系统投运的电耗，避免电伴热系统故障引起的工艺系统故障，同时封闭设计时运行巡检更为方便。由于导热油-蒸汽发生系统导热油泄漏等原因，封闭设计会带来防火、防爆等方面的设计等级提高，因此对于导热油-蒸汽发生系统，在设计初期应考虑完备的电伴热防冻设计。4导热油-蒸汽发生系统4.1系统拟定原则4.1.7本条对释热工况需校核的参数做出了规定。3校核蒸汽发生系统出口的导热油温度是为了防止油温低于油盐换热器入口允许最低温度；4校核释热工况回盐温度是为了控制冷盐罐的温度不宜过高，从而影响次日系统的储热能力。4.2系统设计要求4.2.1本条对蒸汽发生系统导热油侧设计做出了规定。6蒸汽发生系统导热油进出口母管之间旁路管道的主要功能如下：(1)每日机组启动前对蒸汽发生系统之外的导热油系统进行预热；(2)机组停运期间对导热油系统防凝。4.3主要设计参数4.3.4本条对蒸汽发生系统汽水侧管道设计温度做出了规定。5蒸汽发生系统再热器汽水侧的设计温度应考虑设备在各个工况下运行时可能的最高温度。在设计负荷下，再热器出口的蒸汽温度等于再热器进口导热油温度减去再热器设备的设计端差。但在低负荷工况下，流经再热器的蒸汽流量降低，导致再热器的上端差减小，出口蒸汽温度会相应升高。负荷越低，流经设备的蒸汽流量越小，再热器出口的蒸汽温度越高，就会不断逼近再热器入口的导热油设计进口温度。但在实际发电厂中，由于太阳辐照的不稳定性，进入蒸汽发生系统的导热油温度会存在波动，因此此处的再热器出口汽水侧的管道设计温度建议取再热器入口导热油的最高工作温度，而非导热油的设计温度。如典型槽式电站集热场出口(蒸汽发生系统入口)的导热油工作温度为393℃,由于导热油在超过405℃时存在气化风险，因此一般设置导热油温度超过一定温度后将紧急散焦(如398℃),则此时再热器汽水侧的出口管道设计温度应取398℃。4.4主要设备选型及配置4.4.6根据近期国内几个主要设备制造厂对50MW塔式熔盐-蒸汽发生系统及50MW槽式导热油-蒸汽发生系统的设备投标技术资料，经统计整理蒸汽发生系统设备及管道汽水侧的压降如下：(1)表1为国内几个主要设备制造厂对某工程的塔式熔盐-蒸汽发生系统设备的投标资料汇总。由表1可以看出，在汽轮机最大计算容量工况下，塔式熔盐-蒸汽发生系统从预热器入口至过热器出口的管道及设备压降范围为0.15MPa～0.48MPa。表1塔式熔盐-蒸汽发生系统汽水侧主要设备本体及管道压损统计表序号蒸汽发生系统设备制造厂预热器入口至过热器出口压降预热器本体压损蒸发器本体压损过热器本体压损再热器本体压损123制造厂C4567—由表1可以看出，制造厂E投标阶段提供的预热器入口至过热器出口之间的设备及管道总压降数值偏小；制造厂F所提供的预热器入口至过热器出口之间的设备压损不大，但总压降明显偏大。在估算预热器入口至过热器出口之间的设备及管道总压降时不宜采纳制造厂E和F的数值，因此预热器入口至过热器出口之间的设备及管道总压降范围为0.24MPa～0.43MPa。由表1还可以看出，在汽轮机最大计算容量工况下，对于塔式熔盐-蒸汽发生系统，制造厂C的再热器本体压损数值太小，不具有代表性，故不予采纳；制造厂G的再热器换热管采用蛇形管，其再热器本体压损约为0.19MPa;其他再热器设备本体的压降范围(2)表2为国内几个主要设备制造厂对某工程的槽式导热油-蒸汽发生系统设备的投标资料汇总。由表2可以看出，导热油-蒸汽发生系统从预热器入口至过热器出口的管道及设备压降范围为表2槽式导热油-蒸汽发生系统汽水侧主要设备本体及管道压损统计表序号蒸汽发生系统设备制造厂预热器入口至过热器出口压降预热器本体压损蒸发器本体压损过热器本体压损再热器本体压损1234由表2可以看出，导热油-蒸汽发生系统预热器入口至过热器出口压降设备及管道的总压降范围为0.2MPa～0.438MPa。再热器设备压降范围为0.1MPa～0.2MPa。综上所述，本条推荐在汽轮机最大计算容量工况下，从预热器入口至过热器出口的设备及管道的总压降，在考虑一定裕量后宜为0.2MPa～0.45MPa;再热器本体压降宜为0.1MPa～0.19MPa。4.5管道及附件选择4.5.5汽包下降管和上升管在各种运行工况下的流动介质多为汽液两相流，为了减轻汽液两相流对上述管道及管件的磨损和冲刷，延长管道及管件的使用寿命、参照现行国家标准《压力管道规范动力管道》GB/T32270—2015第6.2.2.4条规定，本标准推荐汽包下降管和上升管的材料宜采用CrMo合金钢材料。4.5.7太阳能热发电厂蒸汽发生系统中的导热油多为联苯醚和联苯的共熔混合物。以首诺公司产品TherminolVP-1导热油为例，其成分构成为73.5%的联苯醚(C12H10O)和26.5%的联苯(C12H10)的共熔混合物，作为液态的传热流体，它可以使用至399℃的高温，而其闪点温度为124℃,依据现行国家标准《石油化工企业设计防火标准》GB50160—2008,TherminolVP-1导热油的火灾危险性分类应属于乙B类液体。由于太阳能热发电厂蒸汽发生系统中导热油的设计压力低于4.0MPa,因此其导热油管道应划分为GC2级工业管道。4.6设备及管道布置4.6.1美国防火规范(NFPA850)第11章太阳能热发电中推荐传热流体管道及组件应采用室外布置。在2010年NFPA850规范发布阶段，熔盐传热流体在太阳能热发电领域的应用技术还不规范第11章太阳能热发电中的传热流体应是指导热油。由于导热油属可燃流体，因管道及附件或设备泄漏而燃烧的风险很大，故本规范推荐导热油-蒸汽发生系统的设备及管道宜采用露天布置。5熔盐-蒸汽发生系统5.2系统设计要求5.2.1本条对蒸汽发生系统熔盐侧设计做出了规定。6因熔盐冷却后会产生结晶，当熔盐在阀座与阀瓣密封面结晶粘连后，会影响安全阀的正常使用，根据现行国家标准《压力容器第1部分：通用要求》GB150.1—2011附录B第B.4.3条的规定：安全阀不宜单独用于阀座与阀瓣密封面可能被介质粘连或介质可能生成结晶的场合，但可以将爆破片安全装置串联安装在安全阀入口侧组合使用；由GB150.1—2011附录B的表B.3可知，爆破片的最高适用温度为480℃,因此在熔盐温度较低的蒸发器及预热器熔盐侧宜采用爆破片安全装置；当采用安全阀时应有安全可靠的防凝措施。5.2.2本条对蒸汽发生系统汽水侧设计做出了规定。1对于具备设置天然气启动锅炉的项目，可不设置启动电加热器。2蒸汽发生系统正常运行时启动电加热器不运行，故应为启动电加热器设全容量的旁路管道，减小系统运行阻力。3本款对低负荷预热器汽水系统设计做出了规定。2)当蒸汽发生系统在额定负荷下运行时低负荷预热器不运行，故应为低负荷预热器设全容量的旁路管道，减小系统运行阻力。6每台再热器进出口管道设置动力操作隔离阀的理由为：一方面当发生再热器换热管破裂时，可以迅速对汽水侧进行隔离，可防止事故进一步扩大，对于双列蒸汽发生系统，隔离事故列蒸汽发生系统后，机组仍可维持半负荷运行；另一方面再热器进出口设置隔离阀后，可以替代再热器水压试验堵阀。9本款对启动预热系统设计做出了规定。1)启动预热系统汽水侧的相关设备为预热器、蒸发器、汽包、过热器及再热器，目前国内外设备生产厂家中的绝大多数过热器、再热器设备为蒸汽在管侧流动，熔盐在壳侧流动；但对于预热器和蒸发器设备，不少的设备生产厂家推荐采用熔盐在热交换器的管侧流动、水在壳侧流动的方案，这类设备难以设置电伴热系统，宜通过水侧启动预热系统对热交换器管束及设备本体进行预热，因此推荐启动预热系统的设定温度应与电伴热系统的设定温度相同，取熔盐析晶温度加30℃~50℃;2)由于太阳能热发电厂启停频繁，且外部混温泵的工作介质为高压饱和水，易发生汽蚀损坏，因此本规范推荐设置备用外部混温循环泵。5.3主要设计参数5.3.2蒸汽发生系统熔盐管道的设计温度应考虑管道在各个工况下运行时可能的最高温度，因此整个蒸汽发生系统的管道设计温度应该分段进行考虑，对于任意一段管道的设计温度应取管段入口熔盐的最高工作温度，另加5℃作为裕量进行考虑。但对于蒸汽发生系统的入口管道来说，设计温度选取入口熔盐的最高工作温度即为可能出现的最高温度，无须再考虑裕量。5.4主要设备选型及配置5.4.2本条中所规定的热交换器面积的确定方法不适用于低负荷预热器，低负荷预热器的换热面积应根据本规范第5.4.11条的有关规定及各工程的具体情况经综合分析后确定。5.4.5当部分热交换器，如蒸发器采用2×50%容量设置时，可共用一个汽包。当系统设计要求某一换热器故障检修时，系统仍能运行，则需设计完备的隔离阀门。5.4.6同本规范第4.4.6条的条文说明。5.4.11本条对低负荷预热器设计做出了规定。3由于熔盐-蒸汽发生系统熔盐出口温度不宜低于析晶温度加20℃,低负荷运行时，为了安全起见要求低负荷预热器出口的给水温度不宜低于析晶温度加10℃。对于二元盐而言，其析晶温度为238℃(近似为240℃)加10℃为250℃。5.4.12同本规范第5.2.2条第9款第1)项的条文说明。5.5管道及附件选择5.5.2当设计温度不高于425℃时，熔盐管道及附件宜选用20钢；当设计温度高于425℃时，熔盐管道及附件宜选用现行国家标准《不锈钢和耐热钢牌号及化学成分》GB/T20878—2007中的5.5.4据有光热电站设计经验的外方设计公司的资料文献，当熔盐管道材质选用碳钢时，腐蚀余量宜取3mm;当熔盐管道材质选用奥氏体不锈钢(07Cr18Nil1Nb)时，腐蚀余量宜取1mm。5.5.5同本规范第4.5.5条的条文说明。5.5.7根据现行行业标准《熔盐炉技术规范》HG/T20658—2015第4.5.1条、第4.5.2条及第4.5.1条的条文说明，太阳能热发电厂蒸汽发生系统的熔盐管道应划分为GC2级工业管道。5.7运行工况要求5.7.4同本规范第5.4.11条第3款的条文说明。6.2.2本条对电伴热系统设计做出了规定。3电伴热线释放的热量用于加热升温和温度维持，当被伴热对象的温度达到目标值或目标温度较高时，多余的热量会使伴热线外护管和管道的温度持续上升至更