附件1太阳能热电示范项目技术规范（试行）

'附件1太阳能热发电示范项目技术规范（试行）（一）抛物面槽式太阳能热发电机组示范工程技术要求1建设规模及参数单机容量：汽轮发电机组容量不小于50MWe；电厂的建设规模根据具体厂址条件进行规划建设；汽轮机进汽额定参数温度不低于370℃，压力为9.8MPa（a），采用再热机组。2传热工质集热器传热工质宜选用导热油，其最高工作温度不低于390℃。3储热介质及系统容量3.1储热介质储热介质为熔融盐。3.2储热系统容量储热容量应满足短期云遮不停机，且保证汽轮机额定功率满发不少于1小时，具体储热容量根据优化确定。3.3储热系统关键设备（储罐、换热器、泵等）储热系统应至少包括热熔融盐储罐、冷熔融盐储罐、热熔融盐泵、冷熔融盐泵、导热油-熔融盐换热器、熔融盐仓储及熔融盐熔化装置等。热熔融盐泵及冷熔融盐泵需分别设置1台备用，运行泵的总容量不低于最大熔融盐流量的110%。3.4防凝系统应根据厂址气候条件、设备配置及系统设计特点设计可靠的熔融盐防凝措施。管路和阀门应配有伴热防凝系统。4集热及蒸汽发生系统13 4.1抛物面槽式集热器抛物面槽式集热器应包括吸热管、反射镜、支架、跟踪驱动装置等。1）吸热管应采用长度4060mm规格。2）反射镜可采用玻璃热弯镜、钢化镜或复合镜，应根据当地环境气象条件确定。3）支架采用钢结构形式，应满足当地环境气象条件下的设计要求。4）跟踪驱动装置可采用液压驱动或机械驱动。4.2蒸汽发生系统应至少包括预热器、蒸汽发生器、过热器及再热器等。4.3导热油系统设备应至少包括导热油循环泵、膨胀油箱、溢流油箱等。导热油循环泵应至少设置1台备用泵，运行泵的总容量不低于最大导热油流量的110%。4.4聚光器清洗系统缺水地区，聚光器清洗系统宜采用干式清洗系统或免冲洗，其他有条件地区可采用水清洗系统。5汽轮发电机组及其辅助系统5.1汽轮发电机组型式汽轮发电机组应采用中温高压再热式机组，汽轮发电机组应具有快速响应进汽参数变化及低负荷连续运行的能力。。13 5.2冷却方式缺水地区，汽轮机组冷却方式应采用空冷方式，其他有条件地区可采用湿冷方式。5.3回热系统及设备应设置回热、旁路、给水等常规火力发电厂汽水系统。应结合汽轮发电机组容量和运行时间，优化设计汽轮发电机组回热系统，如选用合理的回热级数、设置低加疏水泵等，以提高机组的热电效率。6辅助燃料系统6.1辅助燃料应选择天然气或燃油作为燃料，若示范工程附近有其他热源，可就近引接。辅助燃料排放应符合环保标准。6.2系统设置原则辅助燃料系统仅考虑电站启动、寒冷地区冬季厂区采暖、导热油系统和储热系统的防凝，尽可能不参与机组的运行调节。全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出热量之比宜不高于9%。7运行模式和系统控制7.1机组运行模式机组运行模式至少应包含以下各项：1）导热油循环泵组和低温熔盐泵组均投入运行，汽轮发电机组正常运行发电（储热系统储热）；2）导热油循环泵组和高温熔融盐泵组均投入运行，汽轮发电机组正常运行发电（储热系统放热）；3）导热油循环泵组和低温熔融盐泵组不运行，高温熔融盐泵组运行，汽轮机所需蒸汽全部来自储热系统；413 ）导热油循环泵组和低温熔融盐泵组运行，集热场产生的热量全部输往储热系统（低温熔融盐泵组运行）；5）导热油循环泵组、低温熔融盐泵组和高温熔融盐泵组均不运行，防凝系统运行。7.2系统控制集热系统的控制应统一纳入电厂DCS控制系统。8其他太阳能热发电示范项目达标验收时，机组连续运行不少于5天，每天持续不间断运行时数大于4h；机组设计出力连续运行时间为：在设计的气象条件下，机组在设计出力90%以上连续运行大于1h。13 （二）熔融盐工质塔式太阳能热发电机组示范工程技术要求1建设规模及参数1.1单机容量：汽轮发电机组容量不小于50MWe；电厂的建设规模根据具体厂址条件进行规划建设。1.2汽轮发电机组初参数：再热式超高压或高压参数。2传热工质吸热器传热工质为熔融盐。熔融盐特性应满足汽轮机进汽参数的要求。3集热系统3.1定日镜1）定日镜包括反射镜镜面、镜面支撑、立柱、跟踪装置、驱动装置以及配套动力及通信电缆等。为保证整体性能，宜集成采购定日镜。2）定日镜的规格应根据示范工程厂址条件、技术方案特点（如聚光比等），经技术经济分析选择确定。3.2定日镜清洗系统缺水地区，定日镜清洗宜采用干式清洗方式或免清洗，其他有条件地区可采用水清洗系统。3.3吸热器1）镜场宜为南北镜场，吸热器宜采用表面式。应有确保熔融盐吸热器安全的设计。2）吸热器的材料应根据吸热器设计温度、表面热流密度、成本等因素综合考虑选择。4熔融盐蒸汽发生系统4.113 熔融盐蒸汽发生器用于将液态储热熔融盐的热量传递给汽轮机工质水/蒸汽的换热装置。4.2应采用预热、蒸发、过热和再热多级受热面设计，且宜带有炉水强制循环泵的蒸汽发生器，确保蒸汽发生器局部受热面不同负荷时不超出金属材料的安全使用温度。4.3蒸汽发生器应有可靠防凝措施，确保给水预热器熔融盐入口温度在特殊情况下不低于凝固温度。5储热介质及系统容量5.1储热介质储热介质与传热工质相同为熔融盐。5.2储热系统容量储热容量应满足短期云遮不停机，且保证汽轮机额定功率满发不少于2小时，具体储热容量应结合镜场设计优化配置。5.3储热系统关键设备（储罐、泵等）储热系统应至少包括热熔融盐储罐、冷熔融盐储罐、热熔融盐泵、冷熔融盐泵、熔融盐仓储及熔融盐熔化装置等。1）熔融盐储罐采用高低温双罐熔融盐储热方案，储罐的大小应满足单独一个储罐储存所有熔融盐的需要。2）熔融盐泵组低温熔融盐泵组的选型应以吸热器设计最大热功率为选型工况。储热单元充热能力应与吸热器最大热功率相匹配。高温熔融盐泵组的选型应以汽轮机最大连续安全运行工况对应蒸汽流量为选型工况。熔融盐泵组应设置备用泵。5.4防凝系统13 应根据厂址气候条件、设备配置及系统设计特点设计可靠的熔融盐防凝措施。管路和阀门应配有伴热防凝系统。6汽轮发电机组及其辅助系统6.1汽轮发电机组型式充分考虑到太阳能塔式光热发电的特点，汽轮发电机组应具有快速响应进汽参数变化及低负荷连续运行的能力。6.2冷却方式缺水地区，汽轮机组冷却方式应采用空冷方式，其他有条件地区可采用湿冷方式。6.3回热系统及设备（回热加热器、除氧器、给水泵）应设置回热、旁路、给水等常规火力发电厂汽水系统。应结合汽轮发电机组容量和运行时间，优化设计汽轮发电机组回热系统，如选用合理的回热级数、设置低加疏水泵等，以提高机组的热效率。7辅助燃烧系统7.1辅助燃料应选择天然气或燃油作为燃料，若示范工程附近有其他热源，可就近引接。辅助燃料排放应符合环保标准。7.2系统设置原则辅助燃烧系统仅考虑用于初始熔融盐熔化和熔融盐防凝的功能，不参与机组运行调节。全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出热量之比宜不高于8%。辅助燃烧系统应考虑寒冷地区电厂的冬季采暖需求。8运行模式和系统控制8.1机组运行模式机组运行模式至少应包含以下各项：13 1）低温熔融盐泵组和高温熔融盐泵组均投入运行，汽轮发电机组正常运行发电；2）低温熔融盐泵组不运行，汽轮机所需蒸汽全部来自储热系统；3）高温熔融盐泵组不运行，吸热器产生的热量全部输往储热系统；4）低温熔融盐泵组和高温熔融盐泵组均不运行，防凝系统运行。8.2系统控制集热系统的控制应统一纳入电厂DCS控制系统。8其他太阳能热发电示范项目达标验收时，机组连续运行不少于5天，每天持续不间断运行时数大于4h；机组设计出力连续运行时间为：在设计的气象条件下，机组在设计出力90%以上连续运行大于1h。13 （三）水工质塔式太阳能热发电机组示范工程技术要求1建设规模及参数1.1单机容量：汽轮发电机组容量不小于50MWe；电厂的建设规模根据具体厂址条件进行规划建设。1.2汽轮发电机组初参数：非再热式超高压或高压参数。2传热工质吸热器吸热工质采用水。3集热系统3.1定日镜1）定日镜包含反射镜镜面、镜面支撑、立柱、跟踪装置、驱动装置以及配套动力及通信电缆等。为保证整体性能，宜集成采购定日镜。2）定日镜的规格应根据示范工程厂址条件、技术方案特点（如聚光比等），经技术经济分析选择确定。3.2定日镜清洗系统缺水地区，定日镜清洗宜采用干式清洗方式或免清洗，其他有条件地区可采用水清洗系统。3.3吸热器可采用表面式吸热器或腔式吸热器，应根据工程条件结合镜场容量及布置特点等因素综合考虑确定。4储热系统4.1储热系统示范工程是否设置储热系统，应经技术、经济比较论证后确定。如果设置储热系统，储热介质宜优化选择；储热容量应优化确定，并应满足短期云遮不停机和机组正常起停的要求。13 4.2防凝系统如设置储热系统，且采用显热液态熔盐作为储热介质，则应根据厂址气候条件、设备配置及系统设计特点设计可靠的熔盐防凝措施。如采用潜热相变熔盐的多罐储热系统，应充分考虑储罐设备的安全。液态熔盐管路和阀门应配有伴热防凝系统。4.3熔盐蒸汽发生系统1）如设置储热系统，且采用显热液态熔盐作为储热介质，熔盐蒸汽发生器宜采用卧式管壳式。2）应采用预热、蒸发和过热多级受热面设计，且宜带有炉水强制循环泵的蒸汽发生器，确保蒸汽发生器局部受热面不同负荷时不超出金属材料的安全使用温度。3）蒸汽发生器应有可靠的防凝措施，确保给水预热器熔盐入口温度在特殊情况下不低于凝固温度。5汽轮发电机组及其辅助系统5.1汽轮发电机组型式充分考虑到太阳能塔式光热发电的特点，汽轮发电机组应具有快速响应进汽参数变化及低负荷连续运行的能力。5.2冷却方式缺水地区，汽轮机组冷却方式应采用空冷方式，其他有条件地区可采用湿冷方式。5.3回热系统及设备应设置回热、旁路、给水等常规火力发电厂汽水系统。应结合汽轮发电机组容量和运行时间，优化设计汽轮发电机组回热系统，如选用合理的回热级数、设置低加疏水泵等，以提高机组的热效率。6辅助燃烧系统13 6.1辅助燃料应选择天然气或燃油作为辅助燃料，若示范工程附近有其他热源，可就近引接。辅助燃料排放应符合环保标准。6.2系统设置原则如设置储热系统，则辅助燃烧系统按照不参与机组的运行调节、仅满足机组启停要求设置。如不设置储热系统，则辅助燃烧系统按照短期云遮不停机的要求参与机组的运行调节。辅助燃烧系统应考虑寒冷地区电厂的冬季采暖需求。全年全部辅助燃料的低位热值与集热场输出热量之比宜不高于6%。7运行模式和系统控制7.1机组运行模式如设置储热系统，则机组运行模式至少应包括以下各项：1）吸热器产生的过热蒸汽全部送往汽轮机，驱动发电机发电；；2）吸热器及镜场不运行，汽轮机所需蒸汽全部来自储热系统；3）汽轮发电机组不运行，吸热器产生热量全部输往储热系统；4）吸热器产生的热量一部分用于发电，一部分用于储热；5）汽轮机的过热蒸汽来自吸热器和储能系统；6）防凝运行（主要针对设储热系统机组需要防凝保护时）。如不设置储热系统，则机组运行模式至少应包括以下各项：1）吸热器产生的过热蒸汽送往汽轮机，驱动发电机发电；2）辅助锅炉产生的过热蒸汽送往汽轮机，驱动发电机发电，用于特殊情况下满足机组带负荷的需求；313 ）辅助锅炉产生的过热蒸汽送往汽轮机和辅汽系统，用于暖机和热力系统预热。7.2系统控制集热系统的控制应统一纳入电厂DCS控制系统。8其他太阳能热发电示范项目达标验收时，机组连续运行不少于5天，每天持续不间断运行时数大于4h；机组设计出力连续运行时间为：在设计的气象条件下，机组在设计出来90%以上连续运行大于1h。13 13'