2019槽式太阳能光热发电站设计规范标准

GB/T××××—××××PAGE1PAGEII槽式太阳能光热发电站设计规范标准槽式太阳能光热发电站设计规范标准PAGE4目次1总则 112术语和符号 122.1术语 122.2缩略语 143基本规定 164电力系统 174.1一般规定 174.2接入系统技术要求 174.3继电保护及安全自动装置 184.4调度自动化 184.5系统通信 184.6电能计量 195太阳能资源分析 205.1一般规定 205.2参考气象站基本条件和数据采集 205.3太阳能现场观测站基本要求 215.4太阳辐射观测数据验证与分析 216站址选择 227总体规划 257.1一般规定 257.2站区内部规划 257.3站区外部规划 278集热系统及设备 288.1一般规定 288.2集热器 288.3驱动与跟踪系统 298.4辅助系统 309热传输系统及设备 329.1一般规定 329.2传热介质储存、膨胀系统 339.3传热介质净化系统 339.4辅助系统 349.5传热介质防凝系统 3410热储存系统及设备 3510.1一般规定 3510.2储热介质储存系统 3510.3储热介质传热系统 3610.4辅助系统 3711蒸汽发生系统及设备 3911.1一般规定 3911.2蒸汽发生系统 3911.3蒸汽发生设备 3912汽轮机设备及系统 4112.1汽轮机设备 4112.2主蒸汽、再热蒸汽和旁路系统 4212.3给水系统及给水泵 4212.4除氧器及给水箱 4312.5凝结水系统及凝结水泵 4312.6低压加热器疏水泵 4412.7疏水扩容器、疏水箱、疏水泵与低位水箱、低位水泵 4512.8工业水系统 4512.9凝汽器及其辅助设施 4712.10回热系统及设备 4713太阳能场布置 4813.1太阳能场总平面布置 4813.2集热器及导热油回路布置 4913.3太阳能场安全防护设施 4913.4检修维护设施 4914发电区布置 5014.1发电区总平面布置 5014.2热传输设施布置 5314.3储能设施布置 5414.4蒸汽发生设施布置 5414.5汽机房及集中控制楼（室）布置 5414.6辅助燃料设施布置 5614.7检修维护 5615电气设备及系统 5815.1发电机与主变压器 5815.2电气主接线 5815.3交流站用电系统 5915.4高压配电装置 6115.5直流电源系统及交流不间断电源 6115.6电气监测与控制 6315.7电气测量仪表 6515.8元件继电保护和安全自动装置 6615.9照明系统 6615.10电缆选择与敷设 6715.11过电压保护与接地 6715.12电气实验室 6715.13爆炸火灾危险环境的电气装置 6816水处理设备及系统 6916.1补给水处理 6916.2凝结水精处理 6916.3热力系统的化学加药和汽水取样 7016.4冷却水处理 7016.5废水处理 7016.6药品储存 7016.7化验室设备及仪器 7117辅助系统及附属设施 7218信息系统 7518.1一般规定 7518.2管理信息系统 7518.3安全防范系统 7518.4视频会议系统 7618.5信息系统布线 7718.6信息安全 7719仪表及控制 7819.1一般规定 7819.2自动化水平 7819.3控制方式及控制室 7819.4检测和仪表 7919.5报警 8119.6保护 8219.7开关量控制 8319.8模拟量控制 8319.9控制系统 8419.10控制电源 8519.11仪表导管、电缆及就地设备布置 8619.12热工实验室 8620水工设施及系统 8720.1水源及水务管理 8720.2供水系统 8820.3取水构筑物及水泵房 8920.4输配水管道及沟渠 8920.5冷却设施 9020.6给水排水 9220.7水工建（构）筑物 9321建筑与结构 9521.1一般规定 9521.2建筑设计 9521.3抗震设计 9521.4主厂房结构 9621.5地基与基础 9622采暖通风与空气调节 9822.1一般规定 9822.2汽机房 9922.3电气建筑与电气设备 10022.4集中控制楼（室） 10122.5化学建筑 10222.6其他建筑 10223环境保护与水土保持 10423.1一般规定 10423.2各类污染防治 10423.3水土保持 10524劳动安全和职业卫生 10624.1劳动安全 10624.2职业卫生 10625消防 10825.1一般规定 10825.2站区内建（构）筑物的火灾危险性分类、耐火等级及防火分区 10825.3站区总平面布置 11025.4建(构)筑物的安全疏散和建筑构造 11525.5工艺系统 11525.6消防给水、灭火设施及火灾自动报警 11625.7采暖、通风和空气调节 11825.8消防供电及照明 11825.9辅助能源 118条文说明 1194电力系统 1204.1一般规定 1204.2接入系统技术要求 1204.3继电保护及安全自动装置 1214.4调度自动化 1214.6电能计量 1215太阳能资源分析 1215.1一般规定 1215.2参考气象站基本条件和数据采集 1225.3太阳辐射现场观测站基本要求 1225.4太阳辐射观测数据验证与分析 1226站址选择 1237总体规划 1247.1一般规定 1247.2站区内部规划 1248集热系统及设备 1259热传输系统及设备 1269.1一般规定 1269.2传热介质储存、膨胀系统 1279.5传热介质防凝系统 12710热储能系统及设备 12710.1一般规定 12710.2储热介质储存系统 12810.3储热介质传热系统 12910.4辅助系统 13011蒸汽发生系统及设备 13013太阳能场布置 13113.1太阳能场总平面布置 13113.2集热器及导热油回路布置 13113.4检修维护设施 13115电气设备及系统 13215.1发电机与主变压器 13215.2电气主接线 13215.3交流站用电系统 13315.4高压配电装置 13315.5直流系统及交流不间断电源 13415.6电气监测与控制 13415.7电气测量仪表 13415.8元件继电保护和安全自动装置 13515.9照明系统 13515.12电气试验室 13516水处理设备及系统 13516.1补给水处理 13516.2凝结水精处理 13616.3热力系统的化学加药和汽水取样 13617辅助系统及附属设施 13619仪表及控制 13721建筑与结构 13822采暖通风与空气调节（河北院-秦初升、西北院-宋国俊） 13823环境保护与水土保持 14023.1一般规定 14023.2各类污染源治理原则 14023.4水土保持 140PAGE111总则1.0.1为了充分利用太阳能资源，推广槽式太阳能热发电技术，规范槽式太阳能热发电站设计行为，促进槽式太阳能热发电站的建设健康、有序发展，制定本规范。1.0.2本设计规范适用于新建、扩建或改建的槽式太阳能热发电站，也适用于光煤互补项目中的槽式太阳能热发电部分。1.0.3槽式太阳能热发电站的设计应以电网用电需求、参考气象站长序列和站址地实测太阳能资源数据、工程相关的水文、气象、地质等基础资料为设计依据。1.0.4槽式太阳能热发电站的设计除符合本规范外，还应符合国家现行有关标准的规定。

2术语和符号2.1术语2.1.1槽式太阳能热发电站parabolictroughsolarthermalpowerplant太阳能太阳能场由跟踪太阳运动的抛物面槽式聚光器和位于抛物面焦点处的吸热管组成的太阳能热发电站。2.1.2法向直射辐照度directnormalirradiance（DNI）又称法向直接日射辐照度。直接辐射在与射束垂直的平面上的辐照度。2.1.3集热器collector接收太阳辐射并向传热流体传递热量的设备，它是由一系列模块串联组成，由同一公共单元驱动和只有一套跟踪系统。2.1.4聚光器concentrator太阳能集热器的一个组成部分，由将太阳辐射能聚焦到接收器上的反射或折射元件构成。在塔式太阳能热发电站中，聚光器是由整个定日太阳能场所构成。2.1.5真空集热管evacuatedtubereceiver吸热器的一种，其管壁与吸热体之间抽成一定真空度的透明管，吸热体具有选择性表面，简称集热管。2.1.6吸热器有效工作长度吸热体温度25°时，聚光到吸热体上面的长度。2.1.7集热器回路collectorloop一组线聚焦集热器依次串联连接，这种方式下，传热流体依次流过各吸热管。一个回路由一行或多行集热器串联连接。2.1.8太阳能场solarfield简称光场。太阳能热发电厂采集和汇集太阳辐射的部分。在抛物槽式或线性菲涅尔太阳能热发电站，太阳能场由集热器及其连接部分组成。在塔式电站中，太阳能场由定日镜组成。2.1.9太阳能场净采光面积collectorfieldaperturearea太阳能场上集热器净采光面积之和。集热器反射/折射组件通过采光口平面的垂直投影构成了集热器净采光面积，此面积需要加上钢制接收器管道在采光平面上的不重叠的垂直投影部分。2.1.10透射比物体透射的与入射的辐射通量的比值。2.1.11吸收比Absorptance面元上吸收的与入射的辐射通量之比(ISO9488)注：吸收比是一个从0到1变化的无量纲量，取决于波长λ，入射方向θi，入射表面性质和温度Ts，可用α（λ，θi，Ts）表示。2.1.12发射比emittance相同条件下,某种材料表面发射出的辐射能与黑体发射出的辐射能的比值，用ε表示。2.1.13拦截因子interceptfactor吸热体吸收的热量与聚光装置反射和折射的总能量的比值，假设吸热器有效长度系数为1。2.1.14传热流体heattransferfluid太阳能热发电站中，在系统内各部件之间用于传递热量的流体。2.1.15导热油heattransferoil又称热载体油。用于间接传递热量的一类热稳定性较好的的专用油品。2.1.16熔融盐moltensalt一种不含水的无机盐熔融体，其固态大部分为离子晶体，在高温下熔化后形成离子熔体。通常由碱金属或碱土金属与卤化物、硝酸盐、碳酸盐、硫酸盐及磷酸盐组成。2.1.17低沸物low-boiling-pointsubstance在用有机热载体中馏出温度低于未使用时初馏点的物质。2.1.18高沸物high-boiling-pointsubstance通过模拟蒸馏方法测得加热后试样的沸程在未使用有机热载体初馏点以上的物质。2.1.19热交换器heatexchanger使传热工质与其他不同温度的流体进行热量交换的设备。2.1.20集热器总效率传热流体从集热器入口到出口获得的热能与可用的太阳能辐射之比。可以用有用太阳能辐射替代可用的太阳能辐射，这样能够明确反映太阳能提供的热量。2.1.21散焦defocusing由于某种自发的或太阳跟踪定位系统意外故障而减少太阳辐射聚焦的行为。2.1.22设计点designpoint在太阳能热发电系统中，用于确定系统参数的某年、某日、某时以及对应的气象条件和太阳法向直射辐照度等。2.1.23太阳倍数solarmulitiple机组运行在额定负荷条件下时，太阳能场在设计点条件下吸收的热量与太阳能场向发电机组提供的热量的比值。2.1.24显热储热sensibleheatthermalstorage储存热量或释放热量时，储热介质仅发生温度变化的系统。来源：IEC2.1.25热储存系统容量storagecapacity在某一启动条件下热储存系统可以提供的完全释热量，单位：MWht。2.1.26储热系统可用率在给定时间内，由储热系统释放热量所发得电量与相同时间内额定功率条件下仅由储热系统向发电机组提供热量所发电量的比值，用百分数表示。2.1.27标识系统identificationsystem赋予物理对象唯一记号，以区别于其他物理对象的一种编码系统。2.2缩略语2.3.1GHIglobalhorizontalirradiance水平面总辐照度2.3.2DNIdirectnormalirradiance法向直射辐照度2.3.3AGCautomaticgenerationsystem自动发电系统2.3.4AVCautomaticvoltagecontrol自动电压控制2.3.5RTUremoteterminalunit远动终端装置2.3.6PMUphasormeasurementunit相量测量单元2.3.7DCSdistributedcontrolsystem分散控制系统2.3.8PLCprogrammablelogiccontroller可编程序控制器

3基本规定3.0.1槽式太阳能热发电站站址选择应综合考虑当地总体规划和环境生态目标、太阳能资源、其他站址气象条件、站址地质和地形特点、水源、辅助燃料来源、电力系统条件、安装和运输条件、与附近污染源的间距等因素，通过技术经济比较后确定。3.0.2槽式太阳能热发电站的设计应充分合理利用站址资源条件，统筹规划本期工程和远期工程。3.0.3槽式太阳能热发电站按总装机容量分为大、中、小型，不小于200MW为大型、小于200MW且不小于50MW为中型，小于50MW为小型。3.0.4槽式太阳能热发电站应在满足电力系统要求的条件下，通过技术经济比较确定机组容量、储能时间、发电及运行方式。3.0.5槽式太阳能热发电站宜通过技术经济比较，选择传热和储能介质、确定工艺系统，进行机组选型。3.0.6槽式太阳能热发电站承担供热负荷时，机组选型、供热方式宜通过技术经济比较确定。3.0.7槽式太阳能热发电站建设前期应在站址地设立太阳辐射现场观测站，并进行至少一个完整年的现场观测。3.0.8槽式太阳能热发电站各系统容量的匹配应符合以下原则：1太阳能太阳能场的实际采光面积应与机组容量和储能系统容量相匹配；2蒸汽发生系统的最大连续蒸发量应与汽轮机调节阀全开时的进汽量相匹配；3发电机和汽轮机的容量选择条件应相互协调。3.0.9槽式太阳能热发电站的设计应积极应用经运行实践或工业试验证明的先进技术、先进工艺、先进材料和先进设备。3.0.10槽式太阳能热发电站工艺系统的设计寿命应不小于25年。3.0.11槽式太阳能热发电站的设计中宜采用全厂统一的标识系统。

4电力系统4.1一般规定4.1.1槽式太阳能热发电站建设应符合地区社会经济总体规划和电力工业专项规划。4.1.2槽式太阳能热发电站选址，应考虑地区电力市场需求、电网接入条件、线路送出条件等因素。4.1.3槽式太阳能热发电站与电网连接的主变压器、断路器、输电线路等电气设备，应满足电站频繁起停机的要求。4.2接入系统技术要求4.2.1槽式太阳能热发电站接入系统方案应按本期电站容量设计，并考虑电站规划容量和电网近期、远期规划等因素。4.2.2电站接入系统方案应满足《电力系统安全稳定导则》（DL755）的规定。4.2.3电站宜采用一级电压接入系统，当电站需要向电网负荷供电时，也可采用一种以上电压等级接入系统，但最多不宜超过两种，其出线电压等级应符合国家电压标准。电站送出线路回路数有两回以上时，送出线路导线截面应满足线路“N-1”断线时，其余线路保证电站电力送出。4.2.4电站应设置启动/备用电源，启动/备用电源可从高压母线引接，当技术经济合理时也可从外部电网引接。4.2.5电站主变压器容量选择，应发电机超负荷运行的要求。主变压器额定电压、短路阻抗和分接头应满足电网近远期电压质量的要求。4.2.6电站断路器开断电流应满足电站投产后10—15年短路水平要求。4.2.7电站发电机组额定功率因数可按0.8~0.85（滞后）选取，并具有进相0.95（超前）的能力。4.2.8系统频率在48.5Hz~50.5Hz变化范围内电站应能连续运行。4.3继电保护及安全自动装置4.3.1槽式太阳能热发电站系统继电保护及安全自动装置设计应符合现行国家标准《继电保护及安全自动装置设计规程》GB/T14285的有关规定。4.3.2220kV线路应装设全线速动保护，按双重化设置。110kV及以下线路可装设阶段式距离保护、零序电流保护或电流保护，当系统稳定需要时也应装设全线速动保护。电站线路还应根据电压等级配置综合重合闸装置或三相一次重合闸装置。4.3.3电站母线应装设母线保护，220kV以上电压母线还应装设断路器失灵保护。4.3.4电站应装设故障录波装置，其应记录故障前0.5s到故障后20s的情况。4.3.5电站应装设保护及故障信息管理系统子站，采集相应信息并上传调度端。4.4调度自动化4.4.1槽式太阳能热发电站调度自动化功能应纳入电站计算机监控系统，不单独设远动终端（RTU）。远动信息应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003的规定。4.4.2电站可根据电网需要装设自动发电控制系统（AGC）和自动电压控制系统（AVC）。4.4.3电站可根据电网调度机构需要装设电力调度数据网接入设备。4.4.4接入220kV电压系统的槽式太阳能热发电站应根据需要装设相量测量单元（PMU）。4.4.5槽式太阳能热发电站计算机监控系统、调度数据网络等电力二次系统应符合中国电监会《电力二次系统安全防护规定》的要求。4.5系统通信4.5.1槽式太阳能热发电站通信设计应符合现行行业标准《电力系统通信管理规程》DL/T544和《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T598的规定。通信系统应满足调度自动化、继电保护、安全自动装置、电能计量及调度电话的要求。4.5.2电站至电力调度部门之间应有两个独立的调度通道，且至少一个通道为光纤数字通道。4.5.3电站应装设生产调度通信系统，并可兼顾生产管理通信功能。生产调度通信系统应具备与当地电力调度通信系统组网功能。4.5.4电站系统通信和站内通信可共用通信电源。4.6电能计量4.6.1槽式太阳能热电站电能计量关口点宜设置在电站与电网设施的产权分界处或贸易结算点，启动/备用变压器高压侧也设置电能计量关口点；电能计量关口点装设相同精度的主副电能表各一套。在发电机出口、主变高压侧和高压站用变分支可根据需要装设考核用电能表。4.6.2电站应配置电能量采集终端，并将信息传输至电力调度部门。4.6.3计量用电流互感器应满足电能计量精度的要求。

5太阳能资源分析5.1一般规定5.1.1槽式太阳能热发电站设计应对站址地的区域太阳能资源基本状况进行分析，并对相关地理条件和基本气象要素进行适应性分析。5.1.2槽式太阳能热发电站进行太阳能资源分析时，应选择站址地附近具有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站，进行太阳能总辐照量、法向直射辐照度及其变化趋势分析。5.1.3用于槽式太阳能热发电站太阳能资源分析的现场观测数据应为连续观测记录，且不少于一个完整年。5.2参考气象站基本条件和数据采集5.2.1参考气象站宜具有连续10年以上的太阳直接辐射长期观测记录。5.2.2参考气象站辐射观测资料与槽式太阳能热发电站站址地太阳辐射现场观测装置同期辐射观测资料应具有较好的相关性。5.2.3参考气象站采集的信息应包括：1气象站基本情况：包括长期观测记录所采用的标准、辐射仪器型号、安装位置、高程、周边环境状况，以及建站以来的站址迁移、辐射设备维护记录、周边环境变动等情况和时间；2最近连续10年以上的逐年各月的总辐照量、法向直射辐照量、日照时数的观测记录，且与站址现场观测站同期至少一个完整年的逐10分钟的观测记录；3最近连续30年的多年月平均气温、极端最高气温、极端最低气温、昼间最高气温、昼间最低气温；4最近连续30年的多年平均风速、多年极大风速及发生时间、主导风向，多年最大冻土深度和积雪厚度，多年年平均降水量和蒸发量；5最近连续30年的灾害性天气，包括年连续阴雨天数、雷暴日数、冰雹次数、沙尘暴次数、强风次数等。5.3太阳能现场观测站基本要求5.3.1在槽式太阳能热发电站站址地设置太阳能辐射现场观测站，其观测内容应包括：法向直射辐照度（DNI）、水平面总辐照度（GHI）、气温、相对湿度、风速、风向、日照时数等的实测时间序列数据。且应按《地面气象观测规范》（QX/T55-2007）的规定进行安装和实时观测记录。5.3.2机组投运后，现场实时观测数据宜采用有线或无线通信信道直接传送。5.4太阳辐射观测数据验证与分析5.4.1对太阳辐射观测数据应进行完整性分析，且应符合下列要求：1观测数据的实时观测时间顺序应与预期的时间顺序相同；2按某时间顺序实时记录的观测数据量应与预期记录的数据量相等；3数据缺测的时间应不大于观测总时间的5%。5.4.2对太阳辐射观测数据应进行合理性、有效性和完整性分析。5.4.3太阳辐射观测数据经合理性、有效性和完整性分析后，应对其中不合理和缺测的数据进行修正，并补充完整。可将其它可供参考的同期记录数据经过分析处理后，填补无效或缺测的数据，形成完整的长序列观测数据。5.4.5槽式太阳能热发电站太阳能资源分析内容宜包括：1长时间序列的年总辐照量、法向直射辐照量变化和各月总辐照量、法向直射辐照量年际变化；210年以上年总辐照量、法向直射辐照量平均值和月总辐照量、法向直射辐照量平均值；3最近三年内连续12个月现场测量的各月法向直射辐照量日变化及各月典型日法向直射辐照量的小时变化；4根据气象站的长时间序列观测数据，将验证后的现场法向直射辐照度测光数据修正为反映站区太阳法向直射辐照量长期平均水平的代表年数据。

6站址选择6.0.1槽式太阳能热发电站站址选择应符合下列规定：1槽式太阳能热发电站站址选择应满足国家可再生能源中长期发展规划、地区自然条件、太阳能资源、辅助能源和水源供应、交通运输、接入电网、城乡规划、土地利用规划、环境保护与水土保持、军事设施、矿产资源、文物保护、风景名胜与生态保护、饮用水源保护、地区经济发展规划等方面的要求；2在选址工作中，应从全局出发，正确处理与相邻农业、林业、牧业、工矿企业、国防设施、城市规划和居民生活以及电网等各方面的关系，并对区域经济和社会影响进行分析论证；3槽式太阳能热发电站站址选择应落实电网结构和电力系统规划、辅助能源供应、水源、交通及大件设备的运输、环境保护、出线走廊、地形、地质、地震、水文、气象、用地与拆迁、施工以及周边企业对槽式太阳能热发电站的影响等因素，应通过技术经济比较和经济效益分析，根据上述条件对拟选厂址进行分析论证；4选择槽式太阳能热发电站站址时，辅助能源系统的燃料供应，应可靠稳定；燃料运输宜采用管道或汽车运输。6.0.2选择槽式太阳能热发电站站址时，水源应符合下列规定：1槽式太阳能热发电站供水水源应落实；在确定水源的给水能力时，应掌握当地农业、工业和居民生活用水情况、水利水电项目规划等对水源变化的影响；2电站站址宜靠近水源，并应考虑取排水设施对水域航运、环境、养殖、生态和城市生活用水等的影响；3电站取水口位置选择：当采用江、河水作为供水水源时，其取水口位置必须选择在河床全年稳定的地段，且应避免泥砂、草木、冰凌、漂流杂物、排水回流等的影响；当考虑地下水作为水源时，应根据水文地质勘察规范的要求，提出水文地质勘探评价报告，并应得到有关水资源主管部门的批准。6.0.3选择槽式太阳能热发电站站址时，站址自然条件应符合下列规定：1槽式太阳能热发电站站址不应设在危岩、滑坡、岩溶发育、泥石流地段、发震断裂地带。当站址无法避开地质灾害易发区时，在工程选站阶段应进行地质灾害危险性评价工作，综合评价地质灾害危险性的程度；2槽式太阳能热发电站的站址应充分考虑节约集约用地，宜利用非可耕地和劣地；应考虑站址区域内拆迁房屋，减少人口迁移；3选择站址时，应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区；还应考虑机场跑道及航线、风速、周围高大树木、高山及建筑物等因素；4槽式太阳能热发电站站址应避让重点保护的文化遗址，不应设在开采价值的露天矿藏或地下浅层矿区上；当站址地下深层压有文物、矿藏时，应取得文物、矿藏有关部门同意文件并进行安全性评估；5槽式太阳能热发电站站址宜选择在地势平坦的地区；电站内、外的建构（筑）物应避免对集热器的遮挡。当站址选在较平坦的坡地或丘陵地上时，不宜破坏原有水系，做好植被保护，尽量避免高填深挖，减少土石方和防护工程量。6.0.4选择槽式太阳能热发电站站址时，站址防洪设计应符合下列规定：1按不同规划容量，槽式太阳能热发电站发电区的防洪等级和防洪标准应符合表6.0.4的规定。当低于上述标准时，发电区应采用填高或设防洪堤等可靠的防洪设施；当采用填高方式时，主厂房区域的室外地坪设计标高，应高表6.0.4中防洪标准（重现期）O.5m，其他区域的场地标高不应低于上述标准；太阳能场场地的防洪等级和防洪标准，以不淹没电气控制设备并符合表6.0.4的规定，来确定场地标高。当低于上述标准时，可采取提高集热器基础或调整支架高度等方式，满足防洪标准；表6.0.4槽式太阳能热发电站防洪等级和防洪标准防洪等级规划容量（MW）防洪标准（重现期）Ⅰ>200≥100年一遇的高水（潮）位Ⅱ50~200≥50年一遇的高水（潮）位Ⅲ<502位于江、河、湖旁的槽式太阳能热发电站设置防洪堤时，其防洪堤的堤顶标高应高于表6.0.4中的高水位0.5m；当受风、浪、潮影响较大时，尚应再加重现期为50年的浪爬高；3对位于海滨的槽式太阳能热发电站，其防洪堤的堤顶标高，按表6.0.4中高水（潮）位，加重现期50年累积频率1%的浪爬高和0.5m的安全超高确定；4在以内涝为主的地区建站时，防涝围堤堤顶标高应按表6.0.4中设计内涝水位（可采用历史最高内涝水位)加0.5m的安全超高确定。如有排涝设施时，应按设计内捞水位加0.5m的安全超高确定；5对位于靠近山区的电站，应考虑防山洪和排山洪的措施，防排洪设施可按频率为1%的山洪设计。6.0.5选择槽式太阳能热发电站站址时，应取得站址区域地质条件的基础资料，以确定站内各建（构）筑物地基设计方案。6.0.6槽式太阳能热发电站站址的抗震设防烈度应按现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB18306划分的地震基本烈度。对已编制抗震设防区划的城市，应按批准的抗震设防烈度或设计地震动参数进行抗震设防。

7总体规划7.1一般规定7.1.1电站的总体规划，应与城镇或工业区总体规划相协调，占用土地应符合当地土地利用总体规划要求。当与燃机等其它形式电厂联合运行时宜联合建设公用工程设施。7.1.2电站的总体规划应根据站址太阳直接辐射量对集热器布置影响，电站生产、施工和生活的需求，结合站址自然条件和建设计划，对站区、施工区、水源地和供排水设施、供热管线、厂外交通、出线走廊、防洪排涝构筑物等立足本期，考虑远景发展，统筹规划。条文说明：电站以发电区为中心，结合太阳能场布置及站址条件进行总体规划，要求各类对外接口顺捷，方便施工，有利扩建，同时应符合劳动安全和工业卫生要求。7.1.3电站的总体规划应严格贯彻节约集约用地方针，控制生产、生活用地及施工用地。站区范围应根据容量规划情况，分期征、租用。7.1.4电站总体规划应使工艺流程顺畅，节约运行费用；站内外协调，利用自然地形及地质条件，降低站址土方工程量，便于施工及扩建。条文说明：电站规划时，不强求站区规整及发电区一定位于平面中心，宜结合站址自然条件，综合考虑技术经济因素，规划站内分区及对外联系。7.1.5应结合自然条件及安全要求进行电站防洪排涝规划，可采用防洪堤，截洪沟，防护围墙等工程方案。条文说明：电站站区防洪（涝）规划关系生产运行安全，规划时应严格遵循电站安全要求，通过技术经济比较确定防护措施类型。设计时可利用站址既有防洪（涝）措施，山前电站编制防洪排涝规划时宜保持原有自然形成排水体系。7.2站区内部规划7.2.1站区内部规划应符合下列要求：1站区应按不同功能要求进行分区，可分为太阳能场及发电区，太阳能场可依据不同回路组合划分单元，发电区可细分为储热区、汽机房等不同子区；2站内进出线走廊规划，应根据系统要求、出线方向统一规划，避免交叉；3站区应设置不少于2个出入口，出入口位置应便于站内外交通联系。站区内道路应满足生产、生活及消防要求，主干道宜采用6~7m宽度，次干道宜采用4m宽度，太阳能场、发电区可采用不同等级路面。重点消防区域应设置环形消防车道，道路转弯半径应满足消防车辆通行要求；4站内绿化宜采用因地制宜方式规划；5站区竖向布置应根据水文气象条件、防洪（涝）要求、工程地质、工艺及设备安装要求等因素综合确定。采用阶梯式布置电站，台阶划分宜与功能分区相匹配。站区场地的最小坡度及坡向应以排除地面水为原则，并与建筑物、道路及场地的雨水口的设置相适应。站内土石方工程应采用综合最优原则设计。7.2.2太阳能场规划应符合下列要求：1电站太阳能场应根据地形条件、设备特点、施工要求合理布置，集热器宜采用单元模块化布置方式；2太阳能场布置宜结合项目地点经度、纬度和海拔高度等地理因素，平衡占地面积和集热器设备价格后综合确定；3集热器安装高度应考虑当地设计洪水位、积雪厚度及植被高度；4对风沙较大站址，可根据风向及集热器布置方向设置防风抑尘设施；5导热管线及电缆宜沿路敷设，对太阳能场内导热管线路径及走廊应做统一规划。7.2.3发电区规划应符合下列要求：1发电区宜位于站区适中位置；2发电区内子区规划及区内建筑布置在满足工艺合理前提下应考虑当地日照方位、常年风向、地形及工程地质等条件；3功能子区内相似功能辅助、附属建筑宜采用联合建筑布置；4辅助燃料装置布置可根据燃料类型、供应情况、运输条件确定布置形式，当布置于发电区内时，宜单独分区存放；5储热设施、储氨设施布置宜单独成区。条文说明：电站可能采用辅助燃料有油品、燃气等，站内油品（燃气）贮存区，可根据运输条件、供应情况布置于发电区或站区边缘。当采用管线输送时，燃气贮存区宜靠近气源。对可能散发有毒物质设施如储热设施、贮氨设施等宜单独成区，并充分考虑风向地形等因素对有毒物质扩散影响。7.2.4站区安全防护措施应符合下列要求：1站区围墙的平面布置应在节约用地的前提下规整，除有特殊要求外，宜采用围栅形式，高度不应低于1.8m。设有防风抑尘设施电站，围墙可结合防风抑尘设施设置；2电站宜设置安全防护设施，该设施宜包括入侵报警系统、视频安防监控系统和出入口控制系统，并能互相联动。7.3站区外部规划7.3.1站外交通运输规划应符合下列要求：1电站的主要进站道路宜就近与现有公路相连接，避免与铁路线交叉。进站道路设计应符合现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ22的要求；2站区与其它站外设施之间应有道路连接，可利用现有道路或新建专用道路；3主要的进站道路宽度宜采用6~7m，其它进站道路宽度可采用4m，路面可与依托道路采用相同标准。7.3.2电站的站外供排水设施规划应综合规划容量、水源、地形条件、环保及水土保持要求等因素，通过方案比选确定。厂外取、排水布点及水管线应做统一规划。7.3.3电站的出线走廊应根据电力系统规划、输电线路方向、电压等级和回路数，按发电厂规划容量和本期工程建设规模，统筹规划，避免交叉。7.3.4电站辅助燃料系统应根据当地燃料供应情况、交通运输、环保要求合理规划。7.3.5站外供热应合理规划管线，并与厂区总体规划相协调。7.3.6电站的施工区宜按场地情况结合总体规划进行专项施工组织规划。PAGE318集热系统及设备 8.1一般规定8.1.1集热系统规模应根据机组容量、年利用小时数、直接辐射条件、热储存系统设计容量及集热器性能指标等进行技术经济比较确定。8.1.2集热器应包括抛物面反射镜、真空集热管、支架及立柱等设备，各设备规格应满足相互匹配的要求。8.1.3集热器设备应满足当地气象条件要求。8.1.4集热器设备应满足电站设计寿命期内在正常运行工况下不损坏。8.2集热器8.2.1集热器选择应符合下列要求：1集热器工作风速应根据当地气象条件确定；2集热器处于保护状态时应满足在当地50年一遇最大风速下不发生破坏；3集热器处于保护状态时应能承受当地50年一遇基本雪压荷载。8.2.2抛物面反射镜应符合下列要求：1抛物面反射镜可采用热弯镜、钢化镜或复合镜等型式；2抛物面反射镜应根据当地气象条件，满足抗风沙和抗冰雹冲击等性能要求；3抛物面反射镜背面应设有支撑构件与集热器支架相连接，支撑构件与反射镜连接所能承受的拉伸强度应不低于2000N；4抛物面反射镜面型精度及反射率应满足集热器性能要求；5抛物面反射镜应设置保护涂层，涂层应满足抗磨蚀、抗老化等要求。8.2.3集热管应符合下列要求：1集热管材质应满足传热介质的特性要求；2集热管设计温度和设计压力应不低于系统内传热介质最高工作温度和最高工作压力；3集热管的透过率、吸收率、发射率、有效工作长度、真空度等参数应满足集热器性能要求；4集热管的选择性吸收涂层应能承受集热器聚焦下的热流密度，同时应能承受电站运行时的传热介质温升及温降速率要求；5集热管应设有真空维持装置及真空度指示标识。8.2.5集热器支架及立柱应符合下列要求：1集热器支架型式宜采用扭矩箱式、扭矩管式等型式；2支架及立柱设计应根据当地气象条件，选用合理的材料和结构方式，满足抗震、抗风等要求；支架及立柱的强度、刚度、稳定性应满足跟踪聚光精度要求；3架及立柱应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳定性以及连接强度；4支架及立柱应进行结构和构件强度、刚度、稳定性及连接强度验算；5支架及立柱应进行抗风验算；6在抗震设防地区，支架和立柱应进行抗震验算；7支架及立柱应根据当地气候条件进行防腐设计，钢材支架及立柱防腐宜采用热浸锌工艺；8支架应能补偿运行时集热管及相关部件的热膨胀量；9支架在转动过程中反射镜下边缘最低点距离地面垂直高度的确定应考虑当地最大积雪深度及地面植被等因素；11支架各部件及支架之间的连接应采用螺栓、铆接等方式，不宜采用焊接方式；12支架的旋转轴与立柱应采用滑动方式连接；13立柱与基础宜采用螺栓连接，并可进行调整。8.3驱动与跟踪系统8.3.1驱动与跟踪系统跟踪精度要求应根据集热器的整体性能进行技术经济比较确定，一般宜满足集热器在正常运行条件下的跟踪精度在±0.1°范围内。8.3.2驱动装置宜采用液压驱动方式，也可采用其他机械驱动方式。驱动与跟踪系统设备应满足户外布置要求。8.3.3驱动与跟踪系统装置应符合下列要求：1驱动系统应与集热器配合设计，驱动装置的设计应满足集热器转动角度范围内连续转动、不发生卡死及在设计规定的时间内将集热器转至保护位置的要求；2驱动系统应有联锁装置，当发生故障时应满足人员安全和设备损坏最小等要求；3当采用液压驱动方式时，驱动装置应按现行国家标准《液压系统通用技术条件》GB/T3766和《液压元件通用技术条件》GB/T7935的有关规定执行；4驱动装置宜配置蓄能器，蓄能器容量应满足置在失电时能反向旋转偏离现有位置至少5°。若采用其他容量蓄能器，应根据现场条件经技术经济比较确定。8.3.4驱动装置电气及控制设备应满足以下要求：1防护等级应不低于IP65；2就地控制器宜布置于驱动立柱上，且应能与驱动立柱匹配连接不占用集热器转动所需空间，满足人员操作及检修需要；3就地控制器应具有手动模式和自动模式，在自动模式下应满足系统正常运行工况及紧急保护工况的要求，手动模式应能满足调试、检修、清洗等需要；4驱动装置应配备可靠的应急电源或与全厂交流保安电源连接，应急电源及保安电源配置应满足驱动装置失电时集热器旋转至保护位置的供电要求。8.4辅助系统8.4.1与集热管相连的旋转部件应符合下列要求：1相邻的集热组件的集热管之间，以及集热管与管路系统之间应采用旋转部件进行连接；2旋转部件可采用旋转球头或波纹管等形式；3旋转部件旋转范围应与集热器的旋转范围相适，并应满足集热管热膨胀要求；4旋转部件的材质应根据传热介质特性确定；5旋转部件设计温度应及设计压力应高于系统内传热介质最高工作温度和工作压力；6旋转部件应耐磨，正常使用情况下不泄漏。8.4.2集热系统的阀门应符合以下要求：1阀门的选型及配置应满足传热介质特性、工作温度及工作压力要求；2宜采用焊接阀门；3应在每个集热器回路进、出口处安装隔离阀；4应在集热器回路出口应安装泄压阀，泄压阀出口连接到集热器回路隔离阀之后，泄压阀应与集热器入口压力信号联锁；5在每个集热器区块的高温母管上应装设调节阀组。8.4.3应在集热系统中设置位置传感器和温度传感器，传感器数量应根据工艺系统要求进行配置。8.4.4应配置清洗装置，用于清洗抛物面反射镜及集热管，清洗装置应符合下列要求：1应为可移动式；2具体清洗方式应根据当地气象条件经技术经济比较后确定，宜采用水清洗或压缩空气清洗方式，在寒冷地区，应采用镜面除雪及防止结冰清洗方式。8.4.6保温设计应符合以下规定：1集热管之间连接部位应设置保温措施；2保温结构不应影响旋转部件转动。

9热传输系统及设备9.1一般规定9.1.1热传输系统的热负荷应以全厂优化后的热负荷作为设计热负荷。9.1.2传热介质选择应符合下列要求：1热容量大；热膨胀系数小；2热稳定性和化学稳定性好；3高的比热容；高的导热系数；低的运动粘度；4高的使用温度，低的凝点；5闪点高、自燃点应高于运行温度；无毒或低毒；无腐蚀或低腐蚀；6粘度低。9.1.3传热介质宜采用导热油。在技术经济合理时也可采用熔盐、水等传热介质。9.1.4导热油系统设备宜按户外安装和使用条件设计；在寒冷地区，导热油循环泵应室内设计。9.1.5热传输系统循环泵的容量和台数应满足下列要求：1热传输系统循环泵出口的总流量应满足设计点太阳能场热负荷对应流量的105-110%；2热传输系统循环泵数量不应少于2台，其中1台备用,并应设置调速装置。任何1台循环泵停用时，其余循环泵应能满足系统总流量；3热传输系统循环泵的扬程应按下列各项之和计算：1）额定流量时全厂管道的沿程阻力及管件局部阻力，另加10%的裕度；2）额定流量时太阳能场阻力与蒸汽发生系统阻力之和、额定流量时太阳能场阻力与储能换热系统阻力之和、储能放热工况时储能换热系统阻力与蒸汽发生系统阻力之和三者取大值。其中太阳能场阻力包括集热管阻力及管件局部阻力，另加10%的裕度；9.1.6在热传输系统循环泵泵的入口处应安装启动用过滤器；在系统的管线上应设分流式过滤器。9.2传热介质储存、膨胀系统9.2.1对于采用导热油为传热介质的热传输系统应设膨胀罐、溢流油罐、溢流回油泵、氮气覆盖系统。9.2.2膨胀罐布置宜使最低液位处于导热油系统的最高点。所有的排气管线应引至扩容冷却器及安全区域。9.2.3膨胀罐和溢流油罐的调节容积不应小于全系统中导热油在工作温度下因热膨胀所增加容积的1.3倍。9.2.4膨胀罐工作压力不低于使各工况下系统内导热油最高温度所对应的饱和压力+50KPa。9.2.5膨胀罐和溢流油罐的气相空间采用氮气覆盖。9.2.6溢流油罐应为卧式压力容器，并可设置多个。溢流油罐的容积宜能接收系统中最大隔离空间的导热油。9.2.7溢流油罐工作压力与膨胀罐相同。9.2.8在寒冷地区，溢流油罐应设置伴热装置。9.2.9在技术经济合理时，可通过增大膨胀罐容积以取消溢流油罐。9.2.10系统内设置溢流油罐时应设置2台溢流回油泵，其中1台备用。9.2.11氮气覆盖系统应与膨胀罐和溢流油罐连通，维持罐内压力在设定范围。9.3传热介质净化系统9.3.1对于采用传热介质为导热油的热传输系统应设置净化系统；该系统包括低沸物处理系统和高沸物处理系统。净化系统应能将导热油运行中产生的高沸物和低沸物脱除并将导热油回收。系统容量应按膨胀罐最大排出气量的110%设置。9.3.2净化系统的低沸物处理系统应设置2级回收容器，第1级循环冷却器宜采用空冷。第2级回收容器后应设置污油罐储存低沸物。9.3.3导热油回油泵宜设置2台，其中1台备用；导热油回油泵流量按1级回收容器回收导热油量的110%设置。9.3.4导热油回油泵扬程应按下列各项之和计算：1一级回收容器到膨胀罐管道的沿程阻力及管件局部阻力,另加20%的裕度；2膨胀罐最大工作压力；3一级回收容器到膨胀罐液位静压差。9.3.5净化系统的高沸物处理系统应设置1台回收闪蒸扩容器，并设置污油罐。9.3.6脱除到污油罐的物质，按照环境保护要求处理。9.4辅助系统9.4.1系统应设置传热介质装入系统，该系统应能将传热介质注入循环系统。9.4.2当传热介质采用导热油时，装入系统应设置1-2台具有自吸能力的注油泵；注油泵的入口处应装设过滤器。9.5传热介质防凝系统9.5.1当站址地历史极端最低温度低于传热介质凝点时，槽式太阳能光热发电站应设置传热介质防凝系统,防凝系统防凝热功率应大于历史极端最低气温条件下全厂传热介质系统热损失；当考虑电力系统要求、启动、补燃、应急等其它工况时，综合考虑系统热功率。9.5.2防凝装置设置数量不应少于2套，其中1套停用时，其余防凝装置应能满足系统防凝热功率。9.5.3防凝泵数量宜不少于2台，其中1台备用,任何1台泵停用时，其余泵应能满足防凝总流量的110%。防凝泵流量根据防凝热功率、设定的介质参数、温差进行计算。9.5.4防凝泵的扬程应按下列各项之和计算：（下述阻力按额定防凝流量计算）1全厂管道的沿程阻力及管件局部阻力,另加20%的裕度；2储热系统换热器及系统阻力；3蒸汽发生系统阻力；4太阳能场集热管阻力及管件局部阻力,另加20%的裕度；5防凝加热系统设备阻力。

10热储存系统及设备10.1一般规定10.1.1槽式太阳能热发电站热储存系统的选择应根据项目所在地区的太阳直接辐射条件、集热系统传热介质、储热介质、电网对槽式太阳能热发电站电能输出的要求等因素，经技术经济比较后确定。10.1.2热储存系统应满足下列要求：1热储存系统容量应与集热系统设计点出力、汽轮机额定功率、机组运行模式等相匹配；2热储存系统宜采用熔融盐显热形式；3储热存系统布置应符合《建筑设计防火规范》GB50016；4热储存系统主要设备宜露天布置，在极端气候条件的地区，部分设备可室内布置；5热储存系统应设绝热保温、应设防凝设施、储热介质泄漏防护设施和储热介质疏放系统，宜设氮气气封系统。10.2储热介质储存系统10.2.1储热介质应满足以下要求：1比热容大；2热稳定性和化学稳定性高；3导热系数大；4使用温度范围适当；5对流换热系数大，能及时地储存或释放热能；6不同状态间转化时，体积变化率小；7液态时，粘度低；8热膨胀系数小。10.2.2储热介质宜采用组份为60%硝酸钠、40%硝酸钾的二元盐，也可采用三元盐等其他介质。10.2.3储热介质的总质量应根据介质热物性、电站运行模式、热储能发电小时数、介质使用温度范围、汽轮机组热效率、储热—放热热效率、储热系统可用率等因素确定。10.2.4储热容器选型应满足以下要求：1熔盐罐有效容积应为熔盐总体积的1.15-1.2倍；2熔盐罐宜采用立式平底拱顶圆筒状的罐体型式；3罐体高径比应根据熔盐泵体长度确定；4储罐材料应满足储热介质特性和使用温度等要求；5罐壁厚度应根据设计压力、设计温度、设计寿命和腐蚀速率等确定；6罐体内应设搅拌器。10.3储热介质传热系统10.3.1采用熔融盐显热储热技术方案时，应满足下列要求：1热储存系统处在热释放工况100%负荷时，热盐泵熔盐流量应根据汽轮机额定工况主蒸汽参数、导热油-熔盐换热器进出口导热油温度、换热器效率、热盐温度、冷盐设计温度等确定；2热储存系统处在热储存工况100%负荷时，冷盐泵熔盐流量应根据换热器进出口导热油温度、换热器效率、冷盐温度、热盐设计温度等确定。10.3.2熔盐泵选型应符合下列要求：1热、冷熔盐泵数量分别确定，应分别不少于2台，设1台备用；当其中任何1台停用时，其余热（冷）盐泵应满足总容量的110%；2当处于热释放状态时，汽轮机额定工况的高温熔盐泵扬程应为下列各款之和：1）高温储罐最低工作液位时的高-低温储罐内液位间静压差；2）熔盐泵出口到熔盐-导热油换热器进入口之间管段流动总阻力，加10%的裕量；3）熔盐在换热器中的流动总阻力，另加10%的裕量；4）熔盐-导热油换热器出口到低温罐内熔盐出口之间管段的流动总阻力，另加10%的裕量；5）低温罐内熔盐出口压力。3当处于满负荷热储存状态时，低温熔盐泵扬程应为下列各款之和：1）低温储罐最低工作液位时的高-低温储罐内液位间静压差；2）熔盐泵出口到熔盐-导热油换热器进入口之间管段的流动总阻力，加10%的裕量；3）熔盐在换热器中的流动总阻力，另加10%的裕量；4）熔盐-导热油换热器出口到高温罐内熔盐出口之间管段的流动总阻力，另加10%的裕量；5）高温罐内熔盐出口压力。4熔盐泵宜采用立式液下泵，应采用变频调速；5熔盐泵与管路连接宜采用焊接方式。10.3.3熔盐-导热油换热器选型应符合下列要求：1换热器内介质均可正、反两方向流动，实现双向换热；2可采用管式换热器或板式换热器；3换热器应采用高位布置；4应设疏放设施。10.3.4熔盐管路应满足下列要求：1应设旁路管路和相应阀门；2熔盐管路应设电伴热和绝热保温。10.4辅助系统10.4.1熔盐初始熔化系统应满足下列要求：1熔盐初始熔化炉台数宜不少于2台；2熔盐融化炉出力宜按40天内融化全部熔盐确定；3熔盐熔化炉燃料可采用天然气，也可采用其他清洁燃料；4熔盐熔化炉烟气排放应符合《锅炉大气污染物排放标准》GB13271的规定。10.4.2氮气气封系统应符合以下要求：1热储存系统氮气系统宜与导热油容器氮气系统合用；2高低温双罐间应设氮气平衡管；3储热区宜设一套氮气缓冲装置，且应设氮气泄压装置。10.4.3防凝系统应符合如下要求：1防凝可采用电加热，也可采用辅助燃烧系统加热；2熔盐罐体内应设电加热装置。电加热器最大功率应按当地冬季外界温度达到最低时，维持管内和罐体内熔盐介质温度高于储热介质的凝固点来设置。10.4.4应设熔盐区域火灾报警系统。10.4.5应设熔盐泄露隔离围堰。

11蒸汽发生系统及设备11.1一般规定11.1.1蒸汽发生系统应根据热传输系统出口和入口处传热介质的工作压力和温度，在确定新蒸汽温度和给水温度后，结合汽轮机设计，确定系统的设置和设备选型。11.1.2蒸汽发生系统最大连续蒸发量宜与汽轮机调节阀全开时的进汽量相匹配。11.2蒸汽发生系统11.2.1蒸汽发生系统应由预热器、蒸汽发生器、过热器、再热器及其它配套辅助系统组成。11.2.2采用导热油和熔盐作为传热介质的蒸汽发生系统，主要换热设备宜按2x50%容量配置。11.2.3蒸汽发生系统应具备过热器、再热器汽温控制调节手段。11.2.4配套辅助系统应具备低温防凝、易凝结介质排空等功能措施。11.3蒸汽发生设备11.3.1蒸汽发生系统设备应符合《锅炉安全技术监察规程》G0001和《固定式压力容器安全技术监察规程》R0004，及《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612和《电站锅炉压力容器检验规程》DL647的有关规定。11.3.2过热蒸汽及再热蒸汽系统压降及温降应符合下列规定：1过热器出口至汽轮机进口的压降，不宜大于汽轮机额定进汽压力的5%；2过热器出口额定蒸汽温度，宜高于汽轮机额定进汽温度5℃；3再热蒸汽系统总压降，宜按照汽轮机额定功率工况下高压缸排汽压力的10%取值，其中冷再热蒸汽管道、再热器、热再热蒸汽管道的压力降宜分别为汽轮机额定功率工况下高压缸排汽压力的1.5%～2.0%、5%、3.0%～3.5%；4再热器出口额定蒸汽温度宜高于汽轮机中压缸额定进汽温度2℃。11.3.3蒸汽发生系统汽水侧安全阀配置应符合下列规定：蒸汽发生系统设备的蒸汽发生设备、过热器、再热器系统均应装设足够数量的安全阀，其要求应符合现行电力行业标准《电站锅炉安全阀应用导则》DL/T959的有关规定。采用100%带安全阀功能的三用阀（减温、减压、安全）高压旁路，当高压旁路具有独立的安全保护功能控制回路并符合现行电力行业标准《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612的有关规定时，蒸汽发生系统中的过热器系统安全阀可由高压旁路阀代替。11.3.4蒸汽发生系统导热油、熔盐侧安全阀配置应符合下列规定：1蒸汽发生系统设备安全阀设置应满足《固定式压力容器安全技术监察规程》R0004的有关规定；2蒸汽发生系统设备出口管道设有关断阀的，应设置相应的泄压旁路装置。

12汽轮机设备及系统12.1汽轮机设备12.1.1汽轮机设备的选型和技术要求应符合现行行业标准《电站汽轮机技术条件》DL/T892和《固定式发电用汽轮机规范》GB/T5578的有关规定，汽轮机及汽水系统的设计应符合现行行业标准《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T834的有关规定。12.1.3汽轮机的背压和凝汽器的面积，应按工程水文气象条件和冷却水供水系统方案计算后确定。汽轮机的额定背压应与循环水系统的设计水温相适应。设计水温宜采用年平均水温并予以化整。12.1.4干旱指数大于1.5的缺水地区，宜选用空冷式汽轮机。条文说明：干旱指数是反映气候干旱程度的指标，通常定义为年蒸发能力和年降水量的比值，即：r=E0/P式中r——干旱指数；E0——年蒸发能力，常以E-601水面蒸发量代替，mm；P——年降水量，mm。根据选用站E-601蒸发器多年平均年水面蒸发量和多年平均年降水量，可算得多年平均年干旱指数。多年平均年干旱指数r与气候分布有密切关系，当r<1.0时，表示该区域蒸发能力小于降水量，该地区为湿润气候，当r>1.0时，即蒸发能力超过降水量，说明该地区偏于干旱，r越大，即蒸发能力超过降水量越多，干旱程度就越严重。12.1.5汽轮机额定功率及其他功率宜按现行国家标准《固定式发电用汽轮机规范》GB/T5578的有关规定执行，空冷机组额定功率和最大功率可按下列要求确定：1额定功率的确定宜符合下列条件：1）在额定的主蒸汽和再热蒸汽参数及规定的背压和补给水率条件下；2）主蒸汽流量为额定进汽量；3）扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗；4）在发电机额定功率因数、额定冷却水温条件下；5）在寿命期内保证的发电机端输出的连续功率；6）在该功率下考核机组热耗率。注：规定的背压应采用额定背压；规定的补给水率亚临界及以下参数机组宜取3%，，当考核机组热耗时，补给水率应取0。2最大功率的确定宜符合下列条件：1）在规定的主蒸汽和再热蒸汽参数及规定的背压和补给水率条件下；2）主蒸汽流量为调节伐全开时的进汽量；3）扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗；4）在发电机额定功率因数、额定冷却水温条件下，发电机端输出的功率。注：规定的背压应采用额定背压，规定的补给水率应取0。12.1.6机组选型宜根据太阳能场容量和机组特点选择再热和回热系统。12.1.7机组台数应根据机组运行方式、储能配置原则合理确定。条件许可时，应优先选择大容量、高参数的汽轮机。12.2主蒸汽、再热蒸汽和旁路系统12.2.1主蒸汽、再热蒸汽等管道的管径及管路根数，应经优化计算确定。12.2.2汽轮机旁路系统的设置及其功能、形式和容量应根据汽轮机、蒸汽发生系统运行特性及电网对机组运行方式的要求，并结合机组启动参数匹配后确定。12.3给水系统及给水泵12.3.1给水管道宜采用单元制系统。12.3.2给水泵的台数和容量应符合下列规定：1应设置1台备用给水泵，正常运行及备用给水泵宜选用调速给水泵；2给水泵的总容量及台数应保证在任何一台给水泵停用时，其余给水泵的总出力仍能满足所连接的系统的全部蒸汽发生系统额定蒸发量的110%；3给水泵的容量宜按其对应的蒸汽发生系统额定蒸发量的110%给水量来选择。12.3.3给水泵的扬程应为下列各项之和：1蒸汽发生系统额定蒸发量时的给水流量，从除氧给水箱出口至预热器进口给水流动的总阻力，另加20%的裕量；2蒸汽发生系统蒸发器正常水位与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差。当蒸汽发生系统总阻力中包括其静压差时，应为预热器进口与除氧器正常水位间的水柱静压差；3蒸汽发生系统额定蒸发量时，预热器入口的进水压力；4除氧器额定工作压力（取负值）。12.4除氧器及给水箱12.4.1除氧器的总出力应按全部蒸汽发生系统额定蒸发量的给水量确定。每台机组宜设置1台除氧器。12.4.2给水箱的总容量根据热负荷大小确定，宜符合下列规定：1给水箱的总容量，对130t/h及以下的蒸汽发生系统宜为20min全部蒸汽发生系统蒸发量时的给水消耗量；2对130t/h以上、410t/h级及以下蒸汽发生系统宜为10min～15min全部蒸汽发生系统蒸发量时的给水消耗量；3给水箱的总容量，对410t/h及以上的蒸汽发生系统宜为10min全部蒸汽发生系统蒸发量时的给水消耗量。12.4.4除氧器标高设计应考虑除氧器给水箱的最低水位面到给水泵中心线间的水柱所产生的压力，不应小于下列各款之和：1给水泵进口处水的汽化压力和除氧器的工作压力之差；2给水泵的汽蚀余量；3给水泵进水管的流动阻力；4给水泵安全运行必需的富裕量3kPa～5kPa。12.4.5除氧器及给水箱应设有防止过压爆炸的安全阀及排汽管道。12.4.6除氧器及其给水箱的设计应满足现行行业标准《锅炉除氧器技术条件》JB/T10325的有关要求。12.5凝结水系统及凝结水泵12.5.1凝结水宜采用单元制系统。12.5.2凝汽式机组的凝结水泵的台数、容量应符合下列规定：1每台机组宜装设2台凝结水泵，每台容量为最大凝结水量的110%，宜设置调速装置；2最大凝结水量应为下列各项之和：1）汽轮机最大进汽工况时的凝汽量；2）进入凝汽器的经常补水量和经常疏水量；3）当低压加热器疏水泵无备用时，可能进入凝汽器的事故疏水量。12.5.3凝结水泵的扬程应为下列各款之和：1从凝汽器热井到除氧器凝结水人口的凝结水管道流动阻力，另加20%的裕量。低压加热器的疏水，经疏水泵并人主凝结水管道的，在并人点前应按最大凝结水量计算；在并人点后，应加上低压加热器疏水量计算；2除氧器凝结水入口与凝汽器热井最低水位间的水柱静压差；3除氧器人口凝结水管喷雾头所需的喷雾压力；4除氧器最大工作压力，另加15%的裕暈；5凝汽器的最高真空。12.6低压加热器疏水泵12.6.1根据回热系统设计，如设有疏水泵，容量为25MW级及以上的机组，可设低压加热器疏水泵；容量为25MW级及以下的机组，可不设低压加热器疏水泵。12.6.2低压加热器疏水泵的容量及台数应符合以下规定：1低压加热器的疏水泵容量应按汽轮机最大进汽工况时，接入该泵的低压加热器的疏水量，另加10%的裕量确定；2低压加热器的疏水泵宜设1台，不设备用。但低压加热器的疏水应设有回流至凝汽器的旁路管道。12.6.3低压加热器的疏水泵扬程应为下列各款之和：1从低压加热器到除氧器凝结水入口的介质流动阻力，另加20%的裕量；2除氧器凝结水入口与低压加热器最低水位间的水柱静压差；3除氧器入口喷雾头所需的喷雾压力；4除氧器最大工作压力，另加15%的裕量；5对应最大凝结水量工况下低压加热器内的真空。加热器为正压力时，应取负值。12.7疏水扩容器、疏水箱、疏水泵与低位水箱、低位水泵12.7.1疏水扩容器、疏水箱和疏水泵的容量和台数的选择应符合下列规定：1疏水扩容器的容量，对25MW级及以下的机组，宜为0.5m³～1m³。对50MW级及以上的高压机组宜分别设置高压疏水扩容器和低压疏水扩容器，容量宜分别为1.5m³；2疏水箱总容量应能满足机组频繁启停需要，根据蒸汽发生系统蒸发量综合考虑；3疏水泵采用2台。每台疏水泵的容量宜在0.5h内将1个疏水箱的存水输送至除氧器给水箱的要求确定。其扬程应按相应的静压差、流动阻力及除氧器工作压力，另加20%裕量确定。12.7.2当低位疏放水水量较大且可再供利用时，可装设1台容量为5m³的低位水箱和1台低位水泵。低位水泵的容量宜按在0.5h内将低位水箱内的存水输送至疏水箱的要求确定。其扬程应按相应的静压差、流动阻力另加20%的裕量确定。当疏水箱低位布置时，可不设低位水箱。12.8工业水系统12.8.1工业水系统的供水量应满足发电区域的冷却用水、轴封用水及其他用水量，并应符合下列规定：1汽轮机的冷油器和发电机的空气冷却器的冷却用水均应由循环水直接供水；2当循环水的压力和水质能满足其他设备冷却供水要求时，应采用循环水直接供水。循环水压力无法达到的用水点，应设置升压泵供水。12.8.2工业水应具有独立的供、排水系统，并应结合扩建机组设备的冷却供水要求。12.8.3工业水系统应符合下列规定：1以淡水作冷却水水源，不需要处理即可作为工业用水的，宜采用开式系统;需经处理的，可视具体情况，采用开式或闭式系统，或开式、闭式相结合的系统；2以再生水作冷却水水源，不宜用再生水直接冷却的辅机设备，宜采用除盐水闭式循环冷却系统。此时，闭式循环水-水冷却器应采用再生水作为冷却水源；3以海水作为凝汽器冷却水水源，工业可采用淡水闭式或海水开式系统，或淡水闭式、海水开式相结合的系统；450MW级及以上的机组，工业冷却水可采用闭式除盐水系统；5在开式工业水系统中，可视具体情况确定设置工业水箱。在闭式工业水系统中，宜设置高位水箱、回水箱（池）、水泵及水-水冷却器或其他冷却设备。12.8.4工业水管道宜采用母管制系统。12.8.5工业水泵的总容量应满足所连接的工业水系统最大用水量的需要，另加10%的裕量。12.8.6母管制工业水系统，宜采用2台工业水泵，其中1台备用。12.8.7工业水泵的扬程应为下列各款之和：1最高工业用水点或高位工业水箱进口与工业水泵中心线或工业水泵吸水池最低水位间的水柱静压差；2从工业水泵进水始端到最高用水点出口或高位工业水箱进口间工业水的流动阻力（按最大用水量计算），另加20%的裕量；3工业水泵进口真空（进口为正压力时，取负值）；当从吸水池吸水时，本项不计入。12.8.8开式工业水系统的排水应回收利用。12.8.9工业水的排水系统可采用自流排水或采用自流排水与压力排水相结合的排水方式，并应符合下列规定：1自流排水应通过漏斗接人母管，引至排水沟或回水池；2排水漏斗后的管道，其管径应放大1级〜2级；3连接至同一排水母管上的排水漏斗，应布置在同一标高上；4对高位设备的排水，除在设备附近设排水漏斗外，尚应在接入排水母管低端的统一标高处，设缓冲排水漏斗；5汽轮机的冷油器和发电机的空气冷却器的开式系统压力排水，宜接至循环水排水系统或工业冷却水压力排水系统。闭式系统的压力排水应直接接入排水母管，引至回水箱；6辅助设备轴承的压力排水管道上应装设流动指示器。12.9凝汽器及其辅助设施12.9.1汽轮机的凝汽器应装设胶球清洗装置。12.9.2汽轮机的凝汽器应配置可靠的抽真空设备。12.9.3空冷机组的汽轮机抽真空系统容量应满足光热电站启动时间的要求。12.9.4凝汽器的管板与管材的材质，应根据循环水水质确定，宜根据《发电厂凝汽器及辅机冷却管选材导则》DL/T712-2010选取换热管。12.10回热系统及设备12.10.1除了除氧器采用混合式加热器外，其余回热加热器应采用表面式加热器。12.10.2回热加热器应采用单列布置。12.10.3高、低压加热器应设置水侧旁路。高压加热器应根据其自身的可靠性决定采用大旁路或小旁路。低压加热器宜采用小旁路或大、小旁路组合。12.10.4高、低压加热器换热面积计算宜以汽轮机最大连续功率工况为设计工况，应留有10%的面积余量。

13太阳能场布置13.1太阳能场总平面布置13.1.1太阳能场宜采用矩形布置，边长比宜趋向1。13.1.2太阳能场应根据场地形状、集热器朝向、回路数量及其型式分区布置。13.1.3太阳能场应优先采用平坡式布置，场地坡度应满足集热器回路的布置要求。当自然地形坡度较大时，太阳能场宜采用阶梯式布置。13.1.4太阳能场竖向布置应综合考虑太阳能场工艺要求、工程地质、水文气象、土石方量及地基处理等因素，并应符合下列规定：1应使太阳能场土石方工程量、地基处理、场地整理措施等投资最少；2太阳能场场地最大坡度及坡向应满足集热器回路的布置要求；3太阳能场场地最小坡度及坡向，应与道路及场地排水的设施相适应，并按当地降雨量和场地土质特性等因素确定；4阶梯边坡稳定。13.1.5太阳能场应设置进出道路、环形道路和运行维护道路，道路设计应符合下列规定：1太阳能场进出道路路面宜采用沥青混