2019槽式太陽能光熱發(fā)電站設計規(guī)范標準

GB/T××××—××××PAGE1PAGEII槽式太陽能光熱發(fā)電站設計規(guī)范標準槽式太陽能光熱發(fā)電站設計規(guī)范標準PAGE4目次1總則 112術(shù)語和符號 122.1術(shù)語 122.2縮略語 143基本規(guī)定 164電力系統(tǒng) 174.1一般規(guī)定 174.2接入系統(tǒng)技術(shù)要求 174.3繼電保護及安全自動裝置 184.4調(diào)度自動化 184.5系統(tǒng)通信 184.6電能計量 195太陽能資源分析 205.1一般規(guī)定 205.2參考氣象站基本條件和數(shù)據(jù)采集 205.3太陽能現(xiàn)場觀測站基本要求 215.4太陽輻射觀測數(shù)據(jù)驗證與分析 216站址選擇 227總體規(guī)劃 257.1一般規(guī)定 257.2站區(qū)內(nèi)部規(guī)劃 257.3站區(qū)外部規(guī)劃 278集熱系統(tǒng)及設備 288.1一般規(guī)定 288.2集熱器 288.3驅(qū)動與跟蹤系統(tǒng) 298.4輔助系統(tǒng) 309熱傳輸系統(tǒng)及設備 329.1一般規(guī)定 329.2傳熱介質(zhì)儲存、膨脹系統(tǒng) 339.3傳熱介質(zhì)凈化系統(tǒng) 339.4輔助系統(tǒng) 349.5傳熱介質(zhì)防凝系統(tǒng) 3410熱儲存系統(tǒng)及設備 3510.1一般規(guī)定 3510.2儲熱介質(zhì)儲存系統(tǒng) 3510.3儲熱介質(zhì)傳熱系統(tǒng) 3610.4輔助系統(tǒng) 3711蒸汽發(fā)生系統(tǒng)及設備 3911.1一般規(guī)定 3911.2蒸汽發(fā)生系統(tǒng) 3911.3蒸汽發(fā)生設備 3912汽輪機設備及系統(tǒng) 4112.1汽輪機設備 4112.2主蒸汽、再熱蒸汽和旁路系統(tǒng) 4212.3給水系統(tǒng)及給水泵 4212.4除氧器及給水箱 4312.5凝結(jié)水系統(tǒng)及凝結(jié)水泵 4312.6低壓加熱器疏水泵 4412.7疏水擴容器、疏水箱、疏水泵與低位水箱、低位水泵 4512.8工業(yè)水系統(tǒng) 4512.9凝汽器及其輔助設施 4712.10回熱系統(tǒng)及設備 4713太陽能場布置 4813.1太陽能場總平面布置 4813.2集熱器及導熱油回路布置 4913.3太陽能場安全防護設施 4913.4檢修維護設施 4914發(fā)電區(qū)布置 5014.1發(fā)電區(qū)總平面布置 5014.2熱傳輸設施布置 5314.3儲能設施布置 5414.4蒸汽發(fā)生設施布置 5414.5汽機房及集中控制樓（室）布置 5414.6輔助燃料設施布置 5614.7檢修維護 5615電氣設備及系統(tǒng) 5815.1發(fā)電機與主變壓器 5815.2電氣主接線 5815.3交流站用電系統(tǒng) 5915.4高壓配電裝置 6115.5直流電源系統(tǒng)及交流不間斷電源 6115.6電氣監(jiān)測與控制 6315.7電氣測量儀表 6515.8元件繼電保護和安全自動裝置 6615.9照明系統(tǒng) 6615.10電纜選擇與敷設 6715.11過電壓保護與接地 6715.12電氣實驗室 6715.13爆炸火災危險環(huán)境的電氣裝置 6816水處理設備及系統(tǒng) 6916.1補給水處理 6916.2凝結(jié)水精處理 6916.3熱力系統(tǒng)的化學加藥和汽水取樣 7016.4冷卻水處理 7016.5廢水處理 7016.6藥品儲存 7016.7化驗室設備及儀器 7117輔助系統(tǒng)及附屬設施 7218信息系統(tǒng) 7518.1一般規(guī)定 7518.2管理信息系統(tǒng) 7518.3安全防范系統(tǒng) 7518.4視頻會議系統(tǒng) 7618.5信息系統(tǒng)布線 7718.6信息安全 7719儀表及控制 7819.1一般規(guī)定 7819.2自動化水平 7819.3控制方式及控制室 7819.4檢測和儀表 7919.5報警 8119.6保護 8219.7開關(guān)量控制 8319.8模擬量控制 8319.9控制系統(tǒng) 8419.10控制電源 8519.11儀表導管、電纜及就地設備布置 8619.12熱工實驗室 8620水工設施及系統(tǒng) 8720.1水源及水務管理 8720.2供水系統(tǒng) 8820.3取水構(gòu)筑物及水泵房 8920.4輸配水管道及溝渠 8920.5冷卻設施 9020.6給水排水 9220.7水工建（構(gòu)）筑物 9321建筑與結(jié)構(gòu) 9521.1一般規(guī)定 9521.2建筑設計 9521.3抗震設計 9521.4主廠房結(jié)構(gòu) 9621.5地基與基礎(chǔ) 9622采暖通風與空氣調(diào)節(jié) 9822.1一般規(guī)定 9822.2汽機房 9922.3電氣建筑與電氣設備 10022.4集中控制樓（室） 10122.5化學建筑 10222.6其他建筑 10223環(huán)境保護與水土保持 10423.1一般規(guī)定 10423.2各類污染防治 10423.3水土保持 10524勞動安全和職業(yè)衛(wèi)生 10624.1勞動安全 10624.2職業(yè)衛(wèi)生 10625消防 10825.1一般規(guī)定 10825.2站區(qū)內(nèi)建（構(gòu)）筑物的火災危險性分類、耐火等級及防火分區(qū) 10825.3站區(qū)總平面布置 11025.4建(構(gòu))筑物的安全疏散和建筑構(gòu)造 11525.5工藝系統(tǒng) 11525.6消防給水、滅火設施及火災自動報警 11625.7采暖、通風和空氣調(diào)節(jié) 11825.8消防供電及照明 11825.9輔助能源 118條文說明 1194電力系統(tǒng) 1204.1一般規(guī)定 1204.2接入系統(tǒng)技術(shù)要求 1204.3繼電保護及安全自動裝置 1214.4調(diào)度自動化 1214.6電能計量 1215太陽能資源分析 1215.1一般規(guī)定 1215.2參考氣象站基本條件和數(shù)據(jù)采集 1225.3太陽輻射現(xiàn)場觀測站基本要求 1225.4太陽輻射觀測數(shù)據(jù)驗證與分析 1226站址選擇 1237總體規(guī)劃 1247.1一般規(guī)定 1247.2站區(qū)內(nèi)部規(guī)劃 1248集熱系統(tǒng)及設備 1259熱傳輸系統(tǒng)及設備 1269.1一般規(guī)定 1269.2傳熱介質(zhì)儲存、膨脹系統(tǒng) 1279.5傳熱介質(zhì)防凝系統(tǒng) 12710熱儲能系統(tǒng)及設備 12710.1一般規(guī)定 12710.2儲熱介質(zhì)儲存系統(tǒng) 12810.3儲熱介質(zhì)傳熱系統(tǒng) 12910.4輔助系統(tǒng) 13011蒸汽發(fā)生系統(tǒng)及設備 13013太陽能場布置 13113.1太陽能場總平面布置 13113.2集熱器及導熱油回路布置 13113.4檢修維護設施 13115電氣設備及系統(tǒng) 13215.1發(fā)電機與主變壓器 13215.2電氣主接線 13215.3交流站用電系統(tǒng) 13315.4高壓配電裝置 13315.5直流系統(tǒng)及交流不間斷電源 13415.6電氣監(jiān)測與控制 13415.7電氣測量儀表 13415.8元件繼電保護和安全自動裝置 13515.9照明系統(tǒng) 13515.12電氣試驗室 13516水處理設備及系統(tǒng) 13516.1補給水處理 13516.2凝結(jié)水精處理 13616.3熱力系統(tǒng)的化學加藥和汽水取樣 13617輔助系統(tǒng)及附屬設施 13619儀表及控制 13721建筑與結(jié)構(gòu) 13822采暖通風與空氣調(diào)節(jié)（河北院-秦初升、西北院-宋國?。?13823環(huán)境保護與水土保持 14023.1一般規(guī)定 14023.2各類污染源治理原則 14023.4水土保持 140PAGE111總則1.0.1為了充分利用太陽能資源，推廣槽式太陽能熱發(fā)電技術(shù)，規(guī)范槽式太陽能熱發(fā)電站設計行為，促進槽式太陽能熱發(fā)電站的建設健康、有序發(fā)展，制定本規(guī)范。1.0.2本設計規(guī)范適用于新建、擴建或改建的槽式太陽能熱發(fā)電站，也適用于光煤互補項目中的槽式太陽能熱發(fā)電部分。1.0.3槽式太陽能熱發(fā)電站的設計應以電網(wǎng)用電需求、參考氣象站長序列和站址地實測太陽能資源數(shù)據(jù)、工程相關(guān)的水文、氣象、地質(zhì)等基礎(chǔ)資料為設計依據(jù)。1.0.4槽式太陽能熱發(fā)電站的設計除符合本規(guī)范外，還應符合國家現(xiàn)行有關(guān)標準的規(guī)定。

2術(shù)語和符號2.1術(shù)語2.1.1槽式太陽能熱發(fā)電站parabolictroughsolarthermalpowerplant太陽能太陽能場由跟蹤太陽運動的拋物面槽式聚光器和位于拋物面焦點處的吸熱管組成的太陽能熱發(fā)電站。2.1.2法向直射輻照度directnormalirradiance（DNI）又稱法向直接日射輻照度。直接輻射在與射束垂直的平面上的輻照度。2.1.3集熱器collector接收太陽輻射并向傳熱流體傳遞熱量的設備，它是由一系列模塊串聯(lián)組成，由同一公共單元驅(qū)動和只有一套跟蹤系統(tǒng)。2.1.4聚光器concentrator太陽能集熱器的一個組成部分，由將太陽輻射能聚焦到接收器上的反射或折射元件構(gòu)成。在塔式太陽能熱發(fā)電站中，聚光器是由整個定日太陽能場所構(gòu)成。2.1.5真空集熱管evacuatedtubereceiver吸熱器的一種，其管壁與吸熱體之間抽成一定真空度的透明管，吸熱體具有選擇性表面，簡稱集熱管。2.1.6吸熱器有效工作長度吸熱體溫度25°時，聚光到吸熱體上面的長度。2.1.7集熱器回路collectorloop一組線聚焦集熱器依次串聯(lián)連接，這種方式下，傳熱流體依次流過各吸熱管。一個回路由一行或多行集熱器串聯(lián)連接。2.1.8太陽能場solarfield簡稱光場。太陽能熱發(fā)電廠采集和匯集太陽輻射的部分。在拋物槽式或線性菲涅爾太陽能熱發(fā)電站，太陽能場由集熱器及其連接部分組成。在塔式電站中，太陽能場由定日鏡組成。2.1.9太陽能場凈采光面積collectorfieldaperturearea太陽能場上集熱器凈采光面積之和。集熱器反射/折射組件通過采光口平面的垂直投影構(gòu)成了集熱器凈采光面積，此面積需要加上鋼制接收器管道在采光平面上的不重疊的垂直投影部分。2.1.10透射比物體透射的與入射的輻射通量的比值。2.1.11吸收比Absorptance面元上吸收的與入射的輻射通量之比(ISO9488)注：吸收比是一個從0到1變化的無量綱量，取決于波長λ，入射方向θi，入射表面性質(zhì)和溫度Ts，可用α（λ，θi，Ts）表示。2.1.12發(fā)射比emittance相同條件下,某種材料表面發(fā)射出的輻射能與黑體發(fā)射出的輻射能的比值，用ε表示。2.1.13攔截因子interceptfactor吸熱體吸收的熱量與聚光裝置反射和折射的總能量的比值，假設吸熱器有效長度系數(shù)為1。2.1.14傳熱流體heattransferfluid太陽能熱發(fā)電站中，在系統(tǒng)內(nèi)各部件之間用于傳遞熱量的流體。2.1.15導熱油heattransferoil又稱熱載體油。用于間接傳遞熱量的一類熱穩(wěn)定性較好的的專用油品。2.1.16熔融鹽moltensalt一種不含水的無機鹽熔融體，其固態(tài)大部分為離子晶體，在高溫下熔化后形成離子熔體。通常由堿金屬或堿土金屬與鹵化物、硝酸鹽、碳酸鹽、硫酸鹽及磷酸鹽組成。2.1.17低沸物low-boiling-pointsubstance在用有機熱載體中餾出溫度低于未使用時初餾點的物質(zhì)。2.1.18高沸物high-boiling-pointsubstance通過模擬蒸餾方法測得加熱后試樣的沸程在未使用有機熱載體初餾點以上的物質(zhì)。2.1.19熱交換器heatexchanger使傳熱工質(zhì)與其他不同溫度的流體進行熱量交換的設備。2.1.20集熱器總效率傳熱流體從集熱器入口到出口獲得的熱能與可用的太陽能輻射之比?？梢杂糜杏锰柲茌椛涮娲捎玫奶柲茌椛?，這樣能夠明確反映太陽能提供的熱量。2.1.21散焦defocusing由于某種自發(fā)的或太陽跟蹤定位系統(tǒng)意外故障而減少太陽輻射聚焦的行為。2.1.22設計點designpoint在太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)中，用于確定系統(tǒng)參數(shù)的某年、某日、某時以及對應的氣象條件和太陽法向直射輻照度等。2.1.23太陽倍數(shù)solarmulitiple機組運行在額定負荷條件下時，太陽能場在設計點條件下吸收的熱量與太陽能場向發(fā)電機組提供的熱量的比值。2.1.24顯熱儲熱sensibleheatthermalstorage儲存熱量或釋放熱量時，儲熱介質(zhì)僅發(fā)生溫度變化的系統(tǒng)。來源：IEC2.1.25熱儲存系統(tǒng)容量storagecapacity在某一啟動條件下熱儲存系統(tǒng)可以提供的完全釋熱量，單位：MWht。2.1.26儲熱系統(tǒng)可用率在給定時間內(nèi)，由儲熱系統(tǒng)釋放熱量所發(fā)得電量與相同時間內(nèi)額定功率條件下僅由儲熱系統(tǒng)向發(fā)電機組提供熱量所發(fā)電量的比值，用百分數(shù)表示。2.1.27標識系統(tǒng)identificationsystem賦予物理對象唯一記號，以區(qū)別于其他物理對象的一種編碼系統(tǒng)。2.2縮略語2.3.1GHIglobalhorizontalirradiance水平面總輻照度2.3.2DNIdirectnormalirradiance法向直射輻照度2.3.3AGCautomaticgenerationsystem自動發(fā)電系統(tǒng)2.3.4AVCautomaticvoltagecontrol自動電壓控制2.3.5RTUremoteterminalunit遠動終端裝置2.3.6PMUphasormeasurementunit相量測量單元2.3.7DCSdistributedcontrolsystem分散控制系統(tǒng)2.3.8PLCprogrammablelogiccontroller可編程序控制器

3基本規(guī)定3.0.1槽式太陽能熱發(fā)電站站址選擇應綜合考慮當?shù)乜傮w規(guī)劃和環(huán)境生態(tài)目標、太陽能資源、其他站址氣象條件、站址地質(zhì)和地形特點、水源、輔助燃料來源、電力系統(tǒng)條件、安裝和運輸條件、與附近污染源的間距等因素，通過技術(shù)經(jīng)濟比較后確定。3.0.2槽式太陽能熱發(fā)電站的設計應充分合理利用站址資源條件，統(tǒng)籌規(guī)劃本期工程和遠期工程。3.0.3槽式太陽能熱發(fā)電站按總裝機容量分為大、中、小型，不小于200MW為大型、小于200MW且不小于50MW為中型，小于50MW為小型。3.0.4槽式太陽能熱發(fā)電站應在滿足電力系統(tǒng)要求的條件下，通過技術(shù)經(jīng)濟比較確定機組容量、儲能時間、發(fā)電及運行方式。3.0.5槽式太陽能熱發(fā)電站宜通過技術(shù)經(jīng)濟比較，選擇傳熱和儲能介質(zhì)、確定工藝系統(tǒng)，進行機組選型。3.0.6槽式太陽能熱發(fā)電站承擔供熱負荷時，機組選型、供熱方式宜通過技術(shù)經(jīng)濟比較確定。3.0.7槽式太陽能熱發(fā)電站建設前期應在站址地設立太陽輻射現(xiàn)場觀測站，并進行至少一個完整年的現(xiàn)場觀測。3.0.8槽式太陽能熱發(fā)電站各系統(tǒng)容量的匹配應符合以下原則：1太陽能太陽能場的實際采光面積應與機組容量和儲能系統(tǒng)容量相匹配；2蒸汽發(fā)生系統(tǒng)的最大連續(xù)蒸發(fā)量應與汽輪機調(diào)節(jié)閥全開時的進汽量相匹配；3發(fā)電機和汽輪機的容量選擇條件應相互協(xié)調(diào)。3.0.9槽式太陽能熱發(fā)電站的設計應積極應用經(jīng)運行實踐或工業(yè)試驗證明的先進技術(shù)、先進工藝、先進材料和先進設備。3.0.10槽式太陽能熱發(fā)電站工藝系統(tǒng)的設計壽命應不小于25年。3.0.11槽式太陽能熱發(fā)電站的設計中宜采用全廠統(tǒng)一的標識系統(tǒng)。

4電力系統(tǒng)4.1一般規(guī)定4.1.1槽式太陽能熱發(fā)電站建設應符合地區(qū)社會經(jīng)濟總體規(guī)劃和電力工業(yè)專項規(guī)劃。4.1.2槽式太陽能熱發(fā)電站選址，應考慮地區(qū)電力市場需求、電網(wǎng)接入條件、線路送出條件等因素。4.1.3槽式太陽能熱發(fā)電站與電網(wǎng)連接的主變壓器、斷路器、輸電線路等電氣設備，應滿足電站頻繁起停機的要求。4.2接入系統(tǒng)技術(shù)要求4.2.1槽式太陽能熱發(fā)電站接入系統(tǒng)方案應按本期電站容量設計，并考慮電站規(guī)劃容量和電網(wǎng)近期、遠期規(guī)劃等因素。4.2.2電站接入系統(tǒng)方案應滿足《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》（DL755）的規(guī)定。4.2.3電站宜采用一級電壓接入系統(tǒng)，當電站需要向電網(wǎng)負荷供電時，也可采用一種以上電壓等級接入系統(tǒng)，但最多不宜超過兩種，其出線電壓等級應符合國家電壓標準。電站送出線路回路數(shù)有兩回以上時，送出線路導線截面應滿足線路“N-1”斷線時，其余線路保證電站電力送出。4.2.4電站應設置啟動/備用電源，啟動/備用電源可從高壓母線引接，當技術(shù)經(jīng)濟合理時也可從外部電網(wǎng)引接。4.2.5電站主變壓器容量選擇，應發(fā)電機超負荷運行的要求。主變壓器額定電壓、短路阻抗和分接頭應滿足電網(wǎng)近遠期電壓質(zhì)量的要求。4.2.6電站斷路器開斷電流應滿足電站投產(chǎn)后10—15年短路水平要求。4.2.7電站發(fā)電機組額定功率因數(shù)可按0.8~0.85（滯后）選取，并具有進相0.95（超前）的能力。4.2.8系統(tǒng)頻率在48.5Hz~50.5Hz變化范圍內(nèi)電站應能連續(xù)運行。4.3繼電保護及安全自動裝置4.3.1槽式太陽能熱發(fā)電站系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置設計應符合現(xiàn)行國家標準《繼電保護及安全自動裝置設計規(guī)程》GB/T14285的有關(guān)規(guī)定。4.3.2220kV線路應裝設全線速動保護，按雙重化設置。110kV及以下線路可裝設階段式距離保護、零序電流保護或電流保護，當系統(tǒng)穩(wěn)定需要時也應裝設全線速動保護。電站線路還應根據(jù)電壓等級配置綜合重合閘裝置或三相一次重合閘裝置。4.3.3電站母線應裝設母線保護，220kV以上電壓母線還應裝設斷路器失靈保護。4.3.4電站應裝設故障錄波裝置，其應記錄故障前0.5s到故障后20s的情況。4.3.5電站應裝設保護及故障信息管理系統(tǒng)子站，采集相應信息并上傳調(diào)度端。4.4調(diào)度自動化4.4.1槽式太陽能熱發(fā)電站調(diào)度自動化功能應納入電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不單獨設遠動終端（RTU）。遠動信息應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設計技術(shù)規(guī)程》DL/T5003的規(guī)定。4.4.2電站可根據(jù)電網(wǎng)需要裝設自動發(fā)電控制系統(tǒng)（AGC）和自動電壓控制系統(tǒng)（AVC）。4.4.3電站可根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)需要裝設電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設備。4.4.4接入220kV電壓系統(tǒng)的槽式太陽能熱發(fā)電站應根據(jù)需要裝設相量測量單元（PMU）。4.4.5槽式太陽能熱發(fā)電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)、調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡等電力二次系統(tǒng)應符合中國電監(jiān)會《電力二次系統(tǒng)安全防護規(guī)定》的要求。4.5系統(tǒng)通信4.5.1槽式太陽能熱發(fā)電站通信設計應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《電力系統(tǒng)通信管理規(guī)程》DL/T544和《電力系統(tǒng)通信自動交換網(wǎng)技術(shù)規(guī)范》DL/T598的規(guī)定。通信系統(tǒng)應滿足調(diào)度自動化、繼電保護、安全自動裝置、電能計量及調(diào)度電話的要求。4.5.2電站至電力調(diào)度部門之間應有兩個獨立的調(diào)度通道，且至少一個通道為光纖數(shù)字通道。4.5.3電站應裝設生產(chǎn)調(diào)度通信系統(tǒng)，并可兼顧生產(chǎn)管理通信功能。生產(chǎn)調(diào)度通信系統(tǒng)應具備與當?shù)仉娏φ{(diào)度通信系統(tǒng)組網(wǎng)功能。4.5.4電站系統(tǒng)通信和站內(nèi)通信可共用通信電源。4.6電能計量4.6.1槽式太陽能熱電站電能計量關(guān)口點宜設置在電站與電網(wǎng)設施的產(chǎn)權(quán)分界處或貿(mào)易結(jié)算點，啟動/備用變壓器高壓側(cè)也設置電能計量關(guān)口點；電能計量關(guān)口點裝設相同精度的主副電能表各一套。在發(fā)電機出口、主變高壓側(cè)和高壓站用變分支可根據(jù)需要裝設考核用電能表。4.6.2電站應配置電能量采集終端，并將信息傳輸至電力調(diào)度部門。4.6.3計量用電流互感器應滿足電能計量精度的要求。

5太陽能資源分析5.1一般規(guī)定5.1.1槽式太陽能熱發(fā)電站設計應對站址地的區(qū)域太陽能資源基本狀況進行分析，并對相關(guān)地理條件和基本氣象要素進行適應性分析。5.1.2槽式太陽能熱發(fā)電站進行太陽能資源分析時，應選擇站址地附近具有太陽輻射長期觀測記錄的氣象站作為參考氣象站，進行太陽能總輻照量、法向直射輻照度及其變化趨勢分析。5.1.3用于槽式太陽能熱發(fā)電站太陽能資源分析的現(xiàn)場觀測數(shù)據(jù)應為連續(xù)觀測記錄，且不少于一個完整年。5.2參考氣象站基本條件和數(shù)據(jù)采集5.2.1參考氣象站宜具有連續(xù)10年以上的太陽直接輻射長期觀測記錄。5.2.2參考氣象站輻射觀測資料與槽式太陽能熱發(fā)電站站址地太陽輻射現(xiàn)場觀測裝置同期輻射觀測資料應具有較好的相關(guān)性。5.2.3參考氣象站采集的信息應包括：1氣象站基本情況：包括長期觀測記錄所采用的標準、輻射儀器型號、安裝位置、高程、周邊環(huán)境狀況，以及建站以來的站址遷移、輻射設備維護記錄、周邊環(huán)境變動等情況和時間；2最近連續(xù)10年以上的逐年各月的總輻照量、法向直射輻照量、日照時數(shù)的觀測記錄，且與站址現(xiàn)場觀測站同期至少一個完整年的逐10分鐘的觀測記錄；3最近連續(xù)30年的多年月平均氣溫、極端最高氣溫、極端最低氣溫、晝間最高氣溫、晝間最低氣溫；4最近連續(xù)30年的多年平均風速、多年極大風速及發(fā)生時間、主導風向，多年最大凍土深度和積雪厚度，多年年平均降水量和蒸發(fā)量；5最近連續(xù)30年的災害性天氣，包括年連續(xù)陰雨天數(shù)、雷暴日數(shù)、冰雹次數(shù)、沙塵暴次數(shù)、強風次數(shù)等。5.3太陽能現(xiàn)場觀測站基本要求5.3.1在槽式太陽能熱發(fā)電站站址地設置太陽能輻射現(xiàn)場觀測站，其觀測內(nèi)容應包括：法向直射輻照度（DNI）、水平面總輻照度（GHI）、氣溫、相對濕度、風速、風向、日照時數(shù)等的實測時間序列數(shù)據(jù)。且應按《地面氣象觀測規(guī)范》（QX/T55-2007）的規(guī)定進行安裝和實時觀測記錄。5.3.2機組投運后，現(xiàn)場實時觀測數(shù)據(jù)宜采用有線或無線通信信道直接傳送。5.4太陽輻射觀測數(shù)據(jù)驗證與分析5.4.1對太陽輻射觀測數(shù)據(jù)應進行完整性分析，且應符合下列要求：1觀測數(shù)據(jù)的實時觀測時間順序應與預期的時間順序相同；2按某時間順序?qū)崟r記錄的觀測數(shù)據(jù)量應與預期記錄的數(shù)據(jù)量相等；3數(shù)據(jù)缺測的時間應不大于觀測總時間的5%。5.4.2對太陽輻射觀測數(shù)據(jù)應進行合理性、有效性和完整性分析。5.4.3太陽輻射觀測數(shù)據(jù)經(jīng)合理性、有效性和完整性分析后，應對其中不合理和缺測的數(shù)據(jù)進行修正，并補充完整?？蓪⑵渌晒﹨⒖嫉耐谟涗洈?shù)據(jù)經(jīng)過分析處理后，填補無效或缺測的數(shù)據(jù)，形成完整的長序列觀測數(shù)據(jù)。5.4.5槽式太陽能熱發(fā)電站太陽能資源分析內(nèi)容宜包括：1長時間序列的年總輻照量、法向直射輻照量變化和各月總輻照量、法向直射輻照量年際變化；210年以上年總輻照量、法向直射輻照量平均值和月總輻照量、法向直射輻照量平均值；3最近三年內(nèi)連續(xù)12個月現(xiàn)場測量的各月法向直射輻照量日變化及各月典型日法向直射輻照量的小時變化；4根據(jù)氣象站的長時間序列觀測數(shù)據(jù)，將驗證后的現(xiàn)場法向直射輻照度測光數(shù)據(jù)修正為反映站區(qū)太陽法向直射輻照量長期平均水平的代表年數(shù)據(jù)。

6站址選擇6.0.1槽式太陽能熱發(fā)電站站址選擇應符合下列規(guī)定：1槽式太陽能熱發(fā)電站站址選擇應滿足國家可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃、地區(qū)自然條件、太陽能資源、輔助能源和水源供應、交通運輸、接入電網(wǎng)、城鄉(xiāng)規(guī)劃、土地利用規(guī)劃、環(huán)境保護與水土保持、軍事設施、礦產(chǎn)資源、文物保護、風景名勝與生態(tài)保護、飲用水源保護、地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展規(guī)劃等方面的要求；2在選址工作中，應從全局出發(fā)，正確處理與相鄰農(nóng)業(yè)、林業(yè)、牧業(yè)、工礦企業(yè)、國防設施、城市規(guī)劃和居民生活以及電網(wǎng)等各方面的關(guān)系，并對區(qū)域經(jīng)濟和社會影響進行分析論證；3槽式太陽能熱發(fā)電站站址選擇應落實電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和電力系統(tǒng)規(guī)劃、輔助能源供應、水源、交通及大件設備的運輸、環(huán)境保護、出線走廊、地形、地質(zhì)、地震、水文、氣象、用地與拆遷、施工以及周邊企業(yè)對槽式太陽能熱發(fā)電站的影響等因素，應通過技術(shù)經(jīng)濟比較和經(jīng)濟效益分析，根據(jù)上述條件對擬選廠址進行分析論證；4選擇槽式太陽能熱發(fā)電站站址時，輔助能源系統(tǒng)的燃料供應，應可靠穩(wěn)定；燃料運輸宜采用管道或汽車運輸。6.0.2選擇槽式太陽能熱發(fā)電站站址時，水源應符合下列規(guī)定：1槽式太陽能熱發(fā)電站供水水源應落實；在確定水源的給水能力時，應掌握當?shù)剞r(nóng)業(yè)、工業(yè)和居民生活用水情況、水利水電項目規(guī)劃等對水源變化的影響；2電站站址宜靠近水源，并應考慮取排水設施對水域航運、環(huán)境、養(yǎng)殖、生態(tài)和城市生活用水等的影響；3電站取水口位置選擇：當采用江、河水作為供水水源時，其取水口位置必須選擇在河床全年穩(wěn)定的地段，且應避免泥砂、草木、冰凌、漂流雜物、排水回流等的影響；當考慮地下水作為水源時，應根據(jù)水文地質(zhì)勘察規(guī)范的要求，提出水文地質(zhì)勘探評價報告，并應得到有關(guān)水資源主管部門的批準。6.0.3選擇槽式太陽能熱發(fā)電站站址時，站址自然條件應符合下列規(guī)定：1槽式太陽能熱發(fā)電站站址不應設在危巖、滑坡、巖溶發(fā)育、泥石流地段、發(fā)震斷裂地帶。當站址無法避開地質(zhì)災害易發(fā)區(qū)時，在工程選站階段應進行地質(zhì)災害危險性評價工作，綜合評價地質(zhì)災害危險性的程度；2槽式太陽能熱發(fā)電站的站址應充分考慮節(jié)約集約用地，宜利用非可耕地和劣地；應考慮站址區(qū)域內(nèi)拆遷房屋，減少人口遷移；3選擇站址時，應避開空氣經(jīng)常受懸浮物嚴重污染的地區(qū)；還應考慮機場跑道及航線、風速、周圍高大樹木、高山及建筑物等因素；4槽式太陽能熱發(fā)電站站址應避讓重點保護的文化遺址，不應設在開采價值的露天礦藏或地下淺層礦區(qū)上；當站址地下深層壓有文物、礦藏時，應取得文物、礦藏有關(guān)部門同意文件并進行安全性評估；5槽式太陽能熱發(fā)電站站址宜選擇在地勢平坦的地區(qū)；電站內(nèi)、外的建構(gòu)（筑）物應避免對集熱器的遮擋。當站址選在較平坦的坡地或丘陵地上時，不宜破壞原有水系，做好植被保護，盡量避免高填深挖，減少土石方和防護工程量。6.0.4選擇槽式太陽能熱發(fā)電站站址時，站址防洪設計應符合下列規(guī)定：1按不同規(guī)劃容量，槽式太陽能熱發(fā)電站發(fā)電區(qū)的防洪等級和防洪標準應符合表6.0.4的規(guī)定。當?shù)陀谏鲜鰳藴蕰r，發(fā)電區(qū)應采用填高或設防洪堤等可靠的防洪設施；當采用填高方式時，主廠房區(qū)域的室外地坪設計標高，應高表6.0.4中防洪標準（重現(xiàn)期）O.5m，其他區(qū)域的場地標高不應低于上述標準；太陽能場場地的防洪等級和防洪標準，以不淹沒電氣控制設備并符合表6.0.4的規(guī)定，來確定場地標高。當?shù)陀谏鲜鰳藴蕰r，可采取提高集熱器基礎(chǔ)或調(diào)整支架高度等方式，滿足防洪標準；表6.0.4槽式太陽能熱發(fā)電站防洪等級和防洪標準防洪等級規(guī)劃容量（MW）防洪標準（重現(xiàn)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、湖旁的槽式太陽能熱發(fā)電站設置防洪堤時，其防洪堤的堤頂標高應高于表6.0.4中的高水位0.5m；當受風、浪、潮影響較大時，尚應再加重現(xiàn)期為50年的浪爬高；3對位于海濱的槽式太陽能熱發(fā)電站，其防洪堤的堤頂標高，按表6.0.4中高水（潮）位，加重現(xiàn)期50年累積頻率1%的浪爬高和0.5m的安全超高確定；4在以內(nèi)澇為主的地區(qū)建站時，防澇圍堤堤頂標高應按表6.0.4中設計內(nèi)澇水位（可采用歷史最高內(nèi)澇水位)加0.5m的安全超高確定。如有排澇設施時，應按設計內(nèi)撈水位加0.5m的安全超高確定；5對位于靠近山區(qū)的電站，應考慮防山洪和排山洪的措施，防排洪設施可按頻率為1%的山洪設計。6.0.5選擇槽式太陽能熱發(fā)電站站址時，應取得站址區(qū)域地質(zhì)條件的基礎(chǔ)資料，以確定站內(nèi)各建（構(gòu)）筑物地基設計方案。6.0.6槽式太陽能熱發(fā)電站站址的抗震設防烈度應按現(xiàn)行國家標準《中國地震動參數(shù)區(qū)劃圖》GB18306劃分的地震基本烈度。對已編制抗震設防區(qū)劃的城市，應按批準的抗震設防烈度或設計地震動參數(shù)進行抗震設防。

7總體規(guī)劃7.1一般規(guī)定7.1.1電站的總體規(guī)劃，應與城鎮(zhèn)或工業(yè)區(qū)總體規(guī)劃相協(xié)調(diào)，占用土地應符合當?shù)赝恋乩每傮w規(guī)劃要求。當與燃機等其它形式電廠聯(lián)合運行時宜聯(lián)合建設公用工程設施。7.1.2電站的總體規(guī)劃應根據(jù)站址太陽直接輻射量對集熱器布置影響，電站生產(chǎn)、施工和生活的需求，結(jié)合站址自然條件和建設計劃，對站區(qū)、施工區(qū)、水源地和供排水設施、供熱管線、廠外交通、出線走廊、防洪排澇構(gòu)筑物等立足本期，考慮遠景發(fā)展，統(tǒng)籌規(guī)劃。條文說明：電站以發(fā)電區(qū)為中心，結(jié)合太陽能場布置及站址條件進行總體規(guī)劃，要求各類對外接口順捷，方便施工，有利擴建，同時應符合勞動安全和工業(yè)衛(wèi)生要求。7.1.3電站的總體規(guī)劃應嚴格貫徹節(jié)約集約用地方針，控制生產(chǎn)、生活用地及施工用地。站區(qū)范圍應根據(jù)容量規(guī)劃情況，分期征、租用。7.1.4電站總體規(guī)劃應使工藝流程順暢，節(jié)約運行費用；站內(nèi)外協(xié)調(diào)，利用自然地形及地質(zhì)條件，降低站址土方工程量，便于施工及擴建。條文說明：電站規(guī)劃時，不強求站區(qū)規(guī)整及發(fā)電區(qū)一定位于平面中心，宜結(jié)合站址自然條件，綜合考慮技術(shù)經(jīng)濟因素，規(guī)劃站內(nèi)分區(qū)及對外聯(lián)系。7.1.5應結(jié)合自然條件及安全要求進行電站防洪排澇規(guī)劃，可采用防洪堤，截洪溝，防護圍墻等工程方案。條文說明：電站站區(qū)防洪（澇）規(guī)劃關(guān)系生產(chǎn)運行安全，規(guī)劃時應嚴格遵循電站安全要求，通過技術(shù)經(jīng)濟比較確定防護措施類型。設計時可利用站址既有防洪（澇）措施，山前電站編制防洪排澇規(guī)劃時宜保持原有自然形成排水體系。7.2站區(qū)內(nèi)部規(guī)劃7.2.1站區(qū)內(nèi)部規(guī)劃應符合下列要求：1站區(qū)應按不同功能要求進行分區(qū)，可分為太陽能場及發(fā)電區(qū)，太陽能場可依據(jù)不同回路組合劃分單元，發(fā)電區(qū)可細分為儲熱區(qū)、汽機房等不同子區(qū)；2站內(nèi)進出線走廊規(guī)劃，應根據(jù)系統(tǒng)要求、出線方向統(tǒng)一規(guī)劃，避免交叉；3站區(qū)應設置不少于2個出入口，出入口位置應便于站內(nèi)外交通聯(lián)系。站區(qū)內(nèi)道路應滿足生產(chǎn)、生活及消防要求，主干道宜采用6~7m寬度，次干道宜采用4m寬度，太陽能場、發(fā)電區(qū)可采用不同等級路面。重點消防區(qū)域應設置環(huán)形消防車道，道路轉(zhuǎn)彎半徑應滿足消防車輛通行要求；4站內(nèi)綠化宜采用因地制宜方式規(guī)劃；5站區(qū)豎向布置應根據(jù)水文氣象條件、防洪（澇）要求、工程地質(zhì)、工藝及設備安裝要求等因素綜合確定。采用階梯式布置電站，臺階劃分宜與功能分區(qū)相匹配。站區(qū)場地的最小坡度及坡向應以排除地面水為原則，并與建筑物、道路及場地的雨水口的設置相適應。站內(nèi)土石方工程應采用綜合最優(yōu)原則設計。7.2.2太陽能場規(guī)劃應符合下列要求：1電站太陽能場應根據(jù)地形條件、設備特點、施工要求合理布置，集熱器宜采用單元模塊化布置方式；2太陽能場布置宜結(jié)合項目地點經(jīng)度、緯度和海拔高度等地理因素，平衡占地面積和集熱器設備價格后綜合確定；3集熱器安裝高度應考慮當?shù)卦O計洪水位、積雪厚度及植被高度；4對風沙較大站址，可根據(jù)風向及集熱器布置方向設置防風抑塵設施；5導熱管線及電纜宜沿路敷設，對太陽能場內(nèi)導熱管線路徑及走廊應做統(tǒng)一規(guī)劃。7.2.3發(fā)電區(qū)規(guī)劃應符合下列要求：1發(fā)電區(qū)宜位于站區(qū)適中位置；2發(fā)電區(qū)內(nèi)子區(qū)規(guī)劃及區(qū)內(nèi)建筑布置在滿足工藝合理前提下應考慮當?shù)厝照辗轿弧⒊Ｄ觑L向、地形及工程地質(zhì)等條件；3功能子區(qū)內(nèi)相似功能輔助、附屬建筑宜采用聯(lián)合建筑布置；4輔助燃料裝置布置可根據(jù)燃料類型、供應情況、運輸條件確定布置形式，當布置于發(fā)電區(qū)內(nèi)時，宜單獨分區(qū)存放；5儲熱設施、儲氨設施布置宜單獨成區(qū)。條文說明：電站可能采用輔助燃料有油品、燃氣等，站內(nèi)油品（燃氣）貯存區(qū)，可根據(jù)運輸條件、供應情況布置于發(fā)電區(qū)或站區(qū)邊緣。當采用管線輸送時，燃氣貯存區(qū)宜靠近氣源。對可能散發(fā)有毒物質(zhì)設施如儲熱設施、貯氨設施等宜單獨成區(qū)，并充分考慮風向地形等因素對有毒物質(zhì)擴散影響。7.2.4站區(qū)安全防護措施應符合下列要求：1站區(qū)圍墻的平面布置應在節(jié)約用地的前提下規(guī)整，除有特殊要求外，宜采用圍柵形式，高度不應低于1.8m。設有防風抑塵設施電站，圍墻可結(jié)合防風抑塵設施設置；2電站宜設置安全防護設施，該設施宜包括入侵報警系統(tǒng)、視頻安防監(jiān)控系統(tǒng)和出入口控制系統(tǒng)，并能互相聯(lián)動。7.3站區(qū)外部規(guī)劃7.3.1站外交通運輸規(guī)劃應符合下列要求：1電站的主要進站道路宜就近與現(xiàn)有公路相連接，避免與鐵路線交叉。進站道路設計應符合現(xiàn)行國家標準《廠礦道路設計規(guī)范》GBJ22的要求；2站區(qū)與其它站外設施之間應有道路連接，可利用現(xiàn)有道路或新建專用道路；3主要的進站道路寬度宜采用6~7m，其它進站道路寬度可采用4m，路面可與依托道路采用相同標準。7.3.2電站的站外供排水設施規(guī)劃應綜合規(guī)劃容量、水源、地形條件、環(huán)保及水土保持要求等因素，通過方案比選確定。廠外取、排水布點及水管線應做統(tǒng)一規(guī)劃。7.3.3電站的出線走廊應根據(jù)電力系統(tǒng)規(guī)劃、輸電線路方向、電壓等級和回路數(shù)，按發(fā)電廠規(guī)劃容量和本期工程建設規(guī)模，統(tǒng)籌規(guī)劃，避免交叉。7.3.4電站輔助燃料系統(tǒng)應根據(jù)當?shù)厝剂瞎闆r、交通運輸、環(huán)保要求合理規(guī)劃。7.3.5站外供熱應合理規(guī)劃管線，并與廠區(qū)總體規(guī)劃相協(xié)調(diào)。7.3.6電站的施工區(qū)宜按場地情況結(jié)合總體規(guī)劃進行專項施工組織規(guī)劃。PAGE318集熱系統(tǒng)及設備 8.1一般規(guī)定8.1.1集熱系統(tǒng)規(guī)模應根據(jù)機組容量、年利用小時數(shù)、直接輻射條件、熱儲存系統(tǒng)設計容量及集熱器性能指標等進行技術(shù)經(jīng)濟比較確定。8.1.2集熱器應包括拋物面反射鏡、真空集熱管、支架及立柱等設備，各設備規(guī)格應滿足相互匹配的要求。8.1.3集熱器設備應滿足當?shù)貧庀髼l件要求。8.1.4集熱器設備應滿足電站設計壽命期內(nèi)在正常運行工況下不損壞。8.2集熱器8.2.1集熱器選擇應符合下列要求：1集熱器工作風速應根據(jù)當?shù)貧庀髼l件確定；2集熱器處于保護狀態(tài)時應滿足在當?shù)?0年一遇最大風速下不發(fā)生破壞；3集熱器處于保護狀態(tài)時應能承受當?shù)?0年一遇基本雪壓荷載。8.2.2拋物面反射鏡應符合下列要求：1拋物面反射鏡可采用熱彎鏡、鋼化鏡或復合鏡等型式；2拋物面反射鏡應根據(jù)當?shù)貧庀髼l件，滿足抗風沙和抗冰雹沖擊等性能要求；3拋物面反射鏡背面應設有支撐構(gòu)件與集熱器支架相連接，支撐構(gòu)件與反射鏡連接所能承受的拉伸強度應不低于2000N；4拋物面反射鏡面型精度及反射率應滿足集熱器性能要求；5拋物面反射鏡應設置保護涂層，涂層應滿足抗磨蝕、抗老化等要求。8.2.3集熱管應符合下列要求：1集熱管材質(zhì)應滿足傳熱介質(zhì)的特性要求；2集熱管設計溫度和設計壓力應不低于系統(tǒng)內(nèi)傳熱介質(zhì)最高工作溫度和最高工作壓力；3集熱管的透過率、吸收率、發(fā)射率、有效工作長度、真空度等參數(shù)應滿足集熱器性能要求；4集熱管的選擇性吸收涂層應能承受集熱器聚焦下的熱流密度，同時應能承受電站運行時的傳熱介質(zhì)溫升及溫降速率要求；5集熱管應設有真空維持裝置及真空度指示標識。8.2.5集熱器支架及立柱應符合下列要求：1集熱器支架型式宜采用扭矩箱式、扭矩管式等型式；2支架及立柱設計應根據(jù)當?shù)貧庀髼l件，選用合理的材料和結(jié)構(gòu)方式，滿足抗震、抗風等要求；支架及立柱的強度、剛度、穩(wěn)定性應滿足跟蹤聚光精度要求；3架及立柱應按承載能力極限狀態(tài)計算結(jié)構(gòu)和構(gòu)件的強度、穩(wěn)定性以及連接強度；4支架及立柱應進行結(jié)構(gòu)和構(gòu)件強度、剛度、穩(wěn)定性及連接強度驗算；5支架及立柱應進行抗風驗算；6在抗震設防地區(qū)，支架和立柱應進行抗震驗算；7支架及立柱應根據(jù)當?shù)貧夂驐l件進行防腐設計，鋼材支架及立柱防腐宜采用熱浸鋅工藝；8支架應能補償運行時集熱管及相關(guān)部件的熱膨脹量；9支架在轉(zhuǎn)動過程中反射鏡下邊緣最低點距離地面垂直高度的確定應考慮當?shù)刈畲蠓e雪深度及地面植被等因素；11支架各部件及支架之間的連接應采用螺栓、鉚接等方式，不宜采用焊接方式；12支架的旋轉(zhuǎn)軸與立柱應采用滑動方式連接；13立柱與基礎(chǔ)宜采用螺栓連接，并可進行調(diào)整。8.3驅(qū)動與跟蹤系統(tǒng)8.3.1驅(qū)動與跟蹤系統(tǒng)跟蹤精度要求應根據(jù)集熱器的整體性能進行技術(shù)經(jīng)濟比較確定，一般宜滿足集熱器在正常運行條件下的跟蹤精度在±0.1°范圍內(nèi)。8.3.2驅(qū)動裝置宜采用液壓驅(qū)動方式，也可采用其他機械驅(qū)動方式。驅(qū)動與跟蹤系統(tǒng)設備應滿足戶外布置要求。8.3.3驅(qū)動與跟蹤系統(tǒng)裝置應符合下列要求：1驅(qū)動系統(tǒng)應與集熱器配合設計，驅(qū)動裝置的設計應滿足集熱器轉(zhuǎn)動角度范圍內(nèi)連續(xù)轉(zhuǎn)動、不發(fā)生卡死及在設計規(guī)定的時間內(nèi)將集熱器轉(zhuǎn)至保護位置的要求；2驅(qū)動系統(tǒng)應有聯(lián)鎖裝置，當發(fā)生故障時應滿足人員安全和設備損壞最小等要求；3當采用液壓驅(qū)動方式時，驅(qū)動裝置應按現(xiàn)行國家標準《液壓系統(tǒng)通用技術(shù)條件》GB/T3766和《液壓元件通用技術(shù)條件》GB/T7935的有關(guān)規(guī)定執(zhí)行；4驅(qū)動裝置宜配置蓄能器，蓄能器容量應滿足置在失電時能反向旋轉(zhuǎn)偏離現(xiàn)有位置至少5°。若采用其他容量蓄能器，應根據(jù)現(xiàn)場條件經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較確定。8.3.4驅(qū)動裝置電氣及控制設備應滿足以下要求：1防護等級應不低于IP65；2就地控制器宜布置于驅(qū)動立柱上，且應能與驅(qū)動立柱匹配連接不占用集熱器轉(zhuǎn)動所需空間，滿足人員操作及檢修需要；3就地控制器應具有手動模式和自動模式，在自動模式下應滿足系統(tǒng)正常運行工況及緊急保護工況的要求，手動模式應能滿足調(diào)試、檢修、清洗等需要；4驅(qū)動裝置應配備可靠的應急電源或與全廠交流保安電源連接，應急電源及保安電源配置應滿足驅(qū)動裝置失電時集熱器旋轉(zhuǎn)至保護位置的供電要求。8.4輔助系統(tǒng)8.4.1與集熱管相連的旋轉(zhuǎn)部件應符合下列要求：1相鄰的集熱組件的集熱管之間，以及集熱管與管路系統(tǒng)之間應采用旋轉(zhuǎn)部件進行連接；2旋轉(zhuǎn)部件可采用旋轉(zhuǎn)球頭或波紋管等形式；3旋轉(zhuǎn)部件旋轉(zhuǎn)范圍應與集熱器的旋轉(zhuǎn)范圍相適，并應滿足集熱管熱膨脹要求；4旋轉(zhuǎn)部件的材質(zhì)應根據(jù)傳熱介質(zhì)特性確定；5旋轉(zhuǎn)部件設計溫度應及設計壓力應高于系統(tǒng)內(nèi)傳熱介質(zhì)最高工作溫度和工作壓力；6旋轉(zhuǎn)部件應耐磨，正常使用情況下不泄漏。8.4.2集熱系統(tǒng)的閥門應符合以下要求：1閥門的選型及配置應滿足傳熱介質(zhì)特性、工作溫度及工作壓力要求；2宜采用焊接閥門；3應在每個集熱器回路進、出口處安裝隔離閥；4應在集熱器回路出口應安裝泄壓閥，泄壓閥出口連接到集熱器回路隔離閥之后，泄壓閥應與集熱器入口壓力信號聯(lián)鎖；5在每個集熱器區(qū)塊的高溫母管上應裝設調(diào)節(jié)閥組。8.4.3應在集熱系統(tǒng)中設置位置傳感器和溫度傳感器，傳感器數(shù)量應根據(jù)工藝系統(tǒng)要求進行配置。8.4.4應配置清洗裝置，用于清洗拋物面反射鏡及集熱管，清洗裝置應符合下列要求：1應為可移動式；2具體清洗方式應根據(jù)當?shù)貧庀髼l件經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較后確定，宜采用水清洗或壓縮空氣清洗方式，在寒冷地區(qū)，應采用鏡面除雪及防止結(jié)冰清洗方式。8.4.6保溫設計應符合以下規(guī)定：1集熱管之間連接部位應設置保溫措施；2保溫結(jié)構(gòu)不應影響旋轉(zhuǎn)部件轉(zhuǎn)動。

9熱傳輸系統(tǒng)及設備9.1一般規(guī)定9.1.1熱傳輸系統(tǒng)的熱負荷應以全廠優(yōu)化后的熱負荷作為設計熱負荷。9.1.2傳熱介質(zhì)選擇應符合下列要求：1熱容量大；熱膨脹系數(shù)??；2熱穩(wěn)定性和化學穩(wěn)定性好；3高的比熱容；高的導熱系數(shù)；低的運動粘度；4高的使用溫度，低的凝點；5閃點高、自燃點應高于運行溫度；無毒或低毒；無腐蝕或低腐蝕；6粘度低。9.1.3傳熱介質(zhì)宜采用導熱油。在技術(shù)經(jīng)濟合理時也可采用熔鹽、水等傳熱介質(zhì)。9.1.4導熱油系統(tǒng)設備宜按戶外安裝和使用條件設計；在寒冷地區(qū)，導熱油循環(huán)泵應室內(nèi)設計。9.1.5熱傳輸系統(tǒng)循環(huán)泵的容量和臺數(shù)應滿足下列要求：1熱傳輸系統(tǒng)循環(huán)泵出口的總流量應滿足設計點太陽能場熱負荷對應流量的105-110%；2熱傳輸系統(tǒng)循環(huán)泵數(shù)量不應少于2臺，其中1臺備用,并應設置調(diào)速裝置。任何1臺循環(huán)泵停用時，其余循環(huán)泵應能滿足系統(tǒng)總流量；3熱傳輸系統(tǒng)循環(huán)泵的揚程應按下列各項之和計算：1）額定流量時全廠管道的沿程阻力及管件局部阻力，另加10%的裕度；2）額定流量時太陽能場阻力與蒸汽發(fā)生系統(tǒng)阻力之和、額定流量時太陽能場阻力與儲能換熱系統(tǒng)阻力之和、儲能放熱工況時儲能換熱系統(tǒng)阻力與蒸汽發(fā)生系統(tǒng)阻力之和三者取大值。其中太陽能場阻力包括集熱管阻力及管件局部阻力，另加10%的裕度；9.1.6在熱傳輸系統(tǒng)循環(huán)泵泵的入口處應安裝啟動用過濾器；在系統(tǒng)的管線上應設分流式過濾器。9.2傳熱介質(zhì)儲存、膨脹系統(tǒng)9.2.1對于采用導熱油為傳熱介質(zhì)的熱傳輸系統(tǒng)應設膨脹罐、溢流油罐、溢流回油泵、氮氣覆蓋系統(tǒng)。9.2.2膨脹罐布置宜使最低液位處于導熱油系統(tǒng)的最高點。所有的排氣管線應引至擴容冷卻器及安全區(qū)域。9.2.3膨脹罐和溢流油罐的調(diào)節(jié)容積不應小于全系統(tǒng)中導熱油在工作溫度下因熱膨脹所增加容積的1.3倍。9.2.4膨脹罐工作壓力不低于使各工況下系統(tǒng)內(nèi)導熱油最高溫度所對應的飽和壓力+50KPa。9.2.5膨脹罐和溢流油罐的氣相空間采用氮氣覆蓋。9.2.6溢流油罐應為臥式壓力容器，并可設置多個。溢流油罐的容積宜能接收系統(tǒng)中最大隔離空間的導熱油。9.2.7溢流油罐工作壓力與膨脹罐相同。9.2.8在寒冷地區(qū)，溢流油罐應設置伴熱裝置。9.2.9在技術(shù)經(jīng)濟合理時，可通過增大膨脹罐容積以取消溢流油罐。9.2.10系統(tǒng)內(nèi)設置溢流油罐時應設置2臺溢流回油泵，其中1臺備用。9.2.11氮氣覆蓋系統(tǒng)應與膨脹罐和溢流油罐連通，維持罐內(nèi)壓力在設定范圍。9.3傳熱介質(zhì)凈化系統(tǒng)9.3.1對于采用傳熱介質(zhì)為導熱油的熱傳輸系統(tǒng)應設置凈化系統(tǒng)；該系統(tǒng)包括低沸物處理系統(tǒng)和高沸物處理系統(tǒng)。凈化系統(tǒng)應能將導熱油運行中產(chǎn)生的高沸物和低沸物脫除并將導熱油回收。系統(tǒng)容量應按膨脹罐最大排出氣量的110%設置。9.3.2凈化系統(tǒng)的低沸物處理系統(tǒng)應設置2級回收容器，第1級循環(huán)冷卻器宜采用空冷。第2級回收容器后應設置污油罐儲存低沸物。9.3.3導熱油回油泵宜設置2臺，其中1臺備用；導熱油回油泵流量按1級回收容器回收導熱油量的110%設置。9.3.4導熱油回油泵揚程應按下列各項之和計算：1一級回收容器到膨脹罐管道的沿程阻力及管件局部阻力,另加20%的裕度；2膨脹罐最大工作壓力；3一級回收容器到膨脹罐液位靜壓差。9.3.5凈化系統(tǒng)的高沸物處理系統(tǒng)應設置1臺回收閃蒸擴容器，并設置污油罐。9.3.6脫除到污油罐的物質(zhì)，按照環(huán)境保護要求處理。9.4輔助系統(tǒng)9.4.1系統(tǒng)應設置傳熱介質(zhì)裝入系統(tǒng)，該系統(tǒng)應能將傳熱介質(zhì)注入循環(huán)系統(tǒng)。9.4.2當傳熱介質(zhì)采用導熱油時，裝入系統(tǒng)應設置1-2臺具有自吸能力的注油泵；注油泵的入口處應裝設過濾器。9.5傳熱介質(zhì)防凝系統(tǒng)9.5.1當站址地歷史極端最低溫度低于傳熱介質(zhì)凝點時，槽式太陽能光熱發(fā)電站應設置傳熱介質(zhì)防凝系統(tǒng),防凝系統(tǒng)防凝熱功率應大于歷史極端最低氣溫條件下全廠傳熱介質(zhì)系統(tǒng)熱損失；當考慮電力系統(tǒng)要求、啟動、補燃、應急等其它工況時，綜合考慮系統(tǒng)熱功率。9.5.2防凝裝置設置數(shù)量不應少于2套，其中1套停用時，其余防凝裝置應能滿足系統(tǒng)防凝熱功率。9.5.3防凝泵數(shù)量宜不少于2臺，其中1臺備用,任何1臺泵停用時，其余泵應能滿足防凝總流量的110%。防凝泵流量根據(jù)防凝熱功率、設定的介質(zhì)參數(shù)、溫差進行計算。9.5.4防凝泵的揚程應按下列各項之和計算：（下述阻力按額定防凝流量計算）1全廠管道的沿程阻力及管件局部阻力,另加20%的裕度；2儲熱系統(tǒng)換熱器及系統(tǒng)阻力；3蒸汽發(fā)生系統(tǒng)阻力；4太陽能場集熱管阻力及管件局部阻力,另加20%的裕度；5防凝加熱系統(tǒng)設備阻力。

10熱儲存系統(tǒng)及設備10.1一般規(guī)定10.1.1槽式太陽能熱發(fā)電站熱儲存系統(tǒng)的選擇應根據(jù)項目所在地區(qū)的太陽直接輻射條件、集熱系統(tǒng)傳熱介質(zhì)、儲熱介質(zhì)、電網(wǎng)對槽式太陽能熱發(fā)電站電能輸出的要求等因素，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較后確定。10.1.2熱儲存系統(tǒng)應滿足下列要求：1熱儲存系統(tǒng)容量應與集熱系統(tǒng)設計點出力、汽輪機額定功率、機組運行模式等相匹配；2熱儲存系統(tǒng)宜采用熔融鹽顯熱形式；3儲熱存系統(tǒng)布置應符合《建筑設計防火規(guī)范》GB50016；4熱儲存系統(tǒng)主要設備宜露天布置，在極端氣候條件的地區(qū)，部分設備可室內(nèi)布置；5熱儲存系統(tǒng)應設絕熱保溫、應設防凝設施、儲熱介質(zhì)泄漏防護設施和儲熱介質(zhì)疏放系統(tǒng)，宜設氮氣氣封系統(tǒng)。10.2儲熱介質(zhì)儲存系統(tǒng)10.2.1儲熱介質(zhì)應滿足以下要求：1比熱容大；2熱穩(wěn)定性和化學穩(wěn)定性高；3導熱系數(shù)大；4使用溫度范圍適當；5對流換熱系數(shù)大，能及時地儲存或釋放熱能；6不同狀態(tài)間轉(zhuǎn)化時，體積變化率??；7液態(tài)時，粘度低；8熱膨脹系數(shù)小。10.2.2儲熱介質(zhì)宜采用組份為60%硝酸鈉、40%硝酸鉀的二元鹽，也可采用三元鹽等其他介質(zhì)。10.2.3儲熱介質(zhì)的總質(zhì)量應根據(jù)介質(zhì)熱物性、電站運行模式、熱儲能發(fā)電小時數(shù)、介質(zhì)使用溫度范圍、汽輪機組熱效率、儲熱—放熱熱效率、儲熱系統(tǒng)可用率等因素確定。10.2.4儲熱容器選型應滿足以下要求：1熔鹽罐有效容積應為熔鹽總體積的1.15-1.2倍；2熔鹽罐宜采用立式平底拱頂圓筒狀的罐體型式；3罐體高徑比應根據(jù)熔鹽泵體長度確定；4儲罐材料應滿足儲熱介質(zhì)特性和使用溫度等要求；5罐壁厚度應根據(jù)設計壓力、設計溫度、設計壽命和腐蝕速率等確定；6罐體內(nèi)應設攪拌器。10.3儲熱介質(zhì)傳熱系統(tǒng)10.3.1采用熔融鹽顯熱儲熱技術(shù)方案時，應滿足下列要求：1熱儲存系統(tǒng)處在熱釋放工況100%負荷時，熱鹽泵熔鹽流量應根據(jù)汽輪機額定工況主蒸汽參數(shù)、導熱油-熔鹽換熱器進出口導熱油溫度、換熱器效率、熱鹽溫度、冷鹽設計溫度等確定；2熱儲存系統(tǒng)處在熱儲存工況100%負荷時，冷鹽泵熔鹽流量應根據(jù)換熱器進出口導熱油溫度、換熱器效率、冷鹽溫度、熱鹽設計溫度等確定。10.3.2熔鹽泵選型應符合下列要求：1熱、冷熔鹽泵數(shù)量分別確定，應分別不少于2臺，設1臺備用；當其中任何1臺停用時，其余熱（冷）鹽泵應滿足總?cè)萘康?10%；2當處于熱釋放狀態(tài)時，汽輪機額定工況的高溫熔鹽泵揚程應為下列各款之和：1）高溫儲罐最低工作液位時的高-低溫儲罐內(nèi)液位間靜壓差；2）熔鹽泵出口到熔鹽-導熱油換熱器進入口之間管段流動總阻力，加10%的裕量；3）熔鹽在換熱器中的流動總阻力，另加10%的裕量；4）熔鹽-導熱油換熱器出口到低溫罐內(nèi)熔鹽出口之間管段的流動總阻力，另加10%的裕量；5）低溫罐內(nèi)熔鹽出口壓力。3當處于滿負荷熱儲存狀態(tài)時，低溫熔鹽泵揚程應為下列各款之和：1）低溫儲罐最低工作液位時的高-低溫儲罐內(nèi)液位間靜壓差；2）熔鹽泵出口到熔鹽-導熱油換熱器進入口之間管段的流動總阻力，加10%的裕量；3）熔鹽在換熱器中的流動總阻力，另加10%的裕量；4）熔鹽-導熱油換熱器出口到高溫罐內(nèi)熔鹽出口之間管段的流動總阻力，另加10%的裕量；5）高溫罐內(nèi)熔鹽出口壓力。4熔鹽泵宜采用立式液下泵，應采用變頻調(diào)速；5熔鹽泵與管路連接宜采用焊接方式。10.3.3熔鹽-導熱油換熱器選型應符合下列要求：1換熱器內(nèi)介質(zhì)均可正、反兩方向流動，實現(xiàn)雙向換熱；2可采用管式換熱器或板式換熱器；3換熱器應采用高位布置；4應設疏放設施。10.3.4熔鹽管路應滿足下列要求：1應設旁路管路和相應閥門；2熔鹽管路應設電伴熱和絕熱保溫。10.4輔助系統(tǒng)10.4.1熔鹽初始熔化系統(tǒng)應滿足下列要求：1熔鹽初始熔化爐臺數(shù)宜不少于2臺；2熔鹽融化爐出力宜按40天內(nèi)融化全部熔鹽確定；3熔鹽熔化爐燃料可采用天然氣，也可采用其他清潔燃料；4熔鹽熔化爐煙氣排放應符合《鍋爐大氣污染物排放標準》GB13271的規(guī)定。10.4.2氮氣氣封系統(tǒng)應符合以下要求：1熱儲存系統(tǒng)氮氣系統(tǒng)宜與導熱油容器氮氣系統(tǒng)合用；2高低溫雙罐間應設氮氣平衡管；3儲熱區(qū)宜設一套氮氣緩沖裝置，且應設氮氣泄壓裝置。10.4.3防凝系統(tǒng)應符合如下要求：1防凝可采用電加熱，也可采用輔助燃燒系統(tǒng)加熱；2熔鹽罐體內(nèi)應設電加熱裝置。電加熱器最大功率應按當?shù)囟就饨鐪囟冗_到最低時，維持管內(nèi)和罐體內(nèi)熔鹽介質(zhì)溫度高于儲熱介質(zhì)的凝固點來設置。10.4.4應設熔鹽區(qū)域火災報警系統(tǒng)。10.4.5應設熔鹽泄露隔離圍堰。

11蒸汽發(fā)生系統(tǒng)及設備11.1一般規(guī)定11.1.1蒸汽發(fā)生系統(tǒng)應根據(jù)熱傳輸系統(tǒng)出口和入口處傳熱介質(zhì)的工作壓力和溫度，在確定新蒸汽溫度和給水溫度后，結(jié)合汽輪機設計，確定系統(tǒng)的設置和設備選型。11.1.2蒸汽發(fā)生系統(tǒng)最大連續(xù)蒸發(fā)量宜與汽輪機調(diào)節(jié)閥全開時的進汽量相匹配。11.2蒸汽發(fā)生系統(tǒng)11.2.1蒸汽發(fā)生系統(tǒng)應由預熱器、蒸汽發(fā)生器、過熱器、再熱器及其它配套輔助系統(tǒng)組成。11.2.2采用導熱油和熔鹽作為傳熱介質(zhì)的蒸汽發(fā)生系統(tǒng)，主要換熱設備宜按2x50%容量配置。11.2.3蒸汽發(fā)生系統(tǒng)應具備過熱器、再熱器汽溫控制調(diào)節(jié)手段。11.2.4配套輔助系統(tǒng)應具備低溫防凝、易凝結(jié)介質(zhì)排空等功能措施。11.3蒸汽發(fā)生設備11.3.1蒸汽發(fā)生系統(tǒng)設備應符合《鍋爐安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》G0001和《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》R0004，及《電力工業(yè)鍋爐壓力容器監(jiān)察規(guī)程》DL612和《電站鍋爐壓力容器檢驗規(guī)程》DL647的有關(guān)規(guī)定。11.3.2過熱蒸汽及再熱蒸汽系統(tǒng)壓降及溫降應符合下列規(guī)定：1過熱器出口至汽輪機進口的壓降，不宜大于汽輪機額定進汽壓力的5%；2過熱器出口額定蒸汽溫度，宜高于汽輪機額定進汽溫度5℃；3再熱蒸汽系統(tǒng)總壓降，宜按照汽輪機額定功率工況下高壓缸排汽壓力的10%取值，其中冷再熱蒸汽管道、再熱器、熱再熱蒸汽管道的壓力降宜分別為汽輪機額定功率工況下高壓缸排汽壓力的1.5%～2.0%、5%、3.0%～3.5%；4再熱器出口額定蒸汽溫度宜高于汽輪機中壓缸額定進汽溫度2℃。11.3.3蒸汽發(fā)生系統(tǒng)汽水側(cè)安全閥配置應符合下列規(guī)定：蒸汽發(fā)生系統(tǒng)設備的蒸汽發(fā)生設備、過熱器、再熱器系統(tǒng)均應裝設足夠數(shù)量的安全閥，其要求應符合現(xiàn)行電力行業(yè)標準《電站鍋爐安全閥應用導則》DL/T959的有關(guān)規(guī)定。采用100%帶安全閥功能的三用閥（減溫、減壓、安全）高壓旁路，當高壓旁路具有獨立的安全保護功能控制回路并符合現(xiàn)行電力行業(yè)標準《電力工業(yè)鍋爐壓力容器監(jiān)察規(guī)程》DL612的有關(guān)規(guī)定時，蒸汽發(fā)生系統(tǒng)中的過熱器系統(tǒng)安全閥可由高壓旁路閥代替。11.3.4蒸汽發(fā)生系統(tǒng)導熱油、熔鹽側(cè)安全閥配置應符合下列規(guī)定：1蒸汽發(fā)生系統(tǒng)設備安全閥設置應滿足《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》R0004的有關(guān)規(guī)定；2蒸汽發(fā)生系統(tǒng)設備出口管道設有關(guān)斷閥的，應設置相應的泄壓旁路裝置。

12汽輪機設備及系統(tǒng)12.1汽輪機設備12.1.1汽輪機設備的選型和技術(shù)要求應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《電站汽輪機技術(shù)條件》DL/T892和《固定式發(fā)電用汽輪機規(guī)范》GB/T5578的有關(guān)規(guī)定，汽輪機及汽水系統(tǒng)的設計應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《火力發(fā)電廠汽輪機防進水和冷蒸汽導則》DL/T834的有關(guān)規(guī)定。12.1.3汽輪機的背壓和凝汽器的面積，應按工程水文氣象條件和冷卻水供水系統(tǒng)方案計算后確定。汽輪機的額定背壓應與循環(huán)水系統(tǒng)的設計水溫相適應。設計水溫宜采用年平均水溫并予以化整。12.1.4干旱指數(shù)大于1.5的缺水地區(qū)，宜選用空冷式汽輪機。條文說明：干旱指數(shù)是反映氣候干旱程度的指標，通常定義為年蒸發(fā)能力和年降水量的比值，即：r=E0/P式中r——干旱指數(shù)；E0——年蒸發(fā)能力，常以E-601水面蒸發(fā)量代替，mm；P——年降水量，mm。根據(jù)選用站E-601蒸發(fā)器多年平均年水面蒸發(fā)量和多年平均年降水量，可算得多年平均年干旱指數(shù)。多年平均年干旱指數(shù)r與氣候分布有密切關(guān)系，當r<1.0時，表示該區(qū)域蒸發(fā)能力小于降水量，該地區(qū)為濕潤氣候，當r>1.0時，即蒸發(fā)能力超過降水量，說明該地區(qū)偏于干旱，r越大，即蒸發(fā)能力超過降水量越多，干旱程度就越嚴重。12.1.5汽輪機額定功率及其他功率宜按現(xiàn)行國家標準《固定式發(fā)電用汽輪機規(guī)范》GB/T5578的有關(guān)規(guī)定執(zhí)行，空冷機組額定功率和最大功率可按下列要求確定：1額定功率的確定宜符合下列條件：1）在額定的主蒸汽和再熱蒸汽參數(shù)及規(guī)定的背壓和補給水率條件下；2）主蒸汽流量為額定進汽量；3）扣除非同軸勵磁、潤滑及密封油泵等的功耗；4）在發(fā)電機額定功率因數(shù)、額定冷卻水溫條件下；5）在壽命期內(nèi)保證的發(fā)電機端輸出的連續(xù)功率；6）在該功率下考核機組熱耗率。注：規(guī)定的背壓應采用額定背壓；規(guī)定的補給水率亞臨界及以下參數(shù)機組宜取3%，，當考核機組熱耗時，補給水率應取0。2最大功率的確定宜符合下列條件：1）在規(guī)定的主蒸汽和再熱蒸汽參數(shù)及規(guī)定的背壓和補給水率條件下；2）主蒸汽流量為調(diào)節(jié)伐全開時的進汽量；3）扣除非同軸勵磁、潤滑及密封油泵等的功耗；4）在發(fā)電機額定功率因數(shù)、額定冷卻水溫條件下，發(fā)電機端輸出的功率。注：規(guī)定的背壓應采用額定背壓，規(guī)定的補給水率應取0。12.1.6機組選型宜根據(jù)太陽能場容量和機組特點選擇再熱和回熱系統(tǒng)。12.1.7機組臺數(shù)應根據(jù)機組運行方式、儲能配置原則合理確定。條件許可時，應優(yōu)先選擇大容量、高參數(shù)的汽輪機。12.2主蒸汽、再熱蒸汽和旁路系統(tǒng)12.2.1主蒸汽、再熱蒸汽等管道的管徑及管路根數(shù)，應經(jīng)優(yōu)化計算確定。12.2.2汽輪機旁路系統(tǒng)的設置及其功能、形式和容量應根據(jù)汽輪機、蒸汽發(fā)生系統(tǒng)運行特性及電網(wǎng)對機組運行方式的要求，并結(jié)合機組啟動參數(shù)匹配后確定。12.3給水系統(tǒng)及給水泵12.3.1給水管道宜采用單元制系統(tǒng)。12.3.2給水泵的臺數(shù)和容量應符合下列規(guī)定：1應設置1臺備用給水泵，正常運行及備用給水泵宜選用調(diào)速給水泵；2給水泵的總?cè)萘考芭_數(shù)應保證在任何一臺給水泵停用時，其余給水泵的總出力仍能滿足所連接的系統(tǒng)的全部蒸汽發(fā)生系統(tǒng)額定蒸發(fā)量的110%；3給水泵的容量宜按其對應的蒸汽發(fā)生系統(tǒng)額定蒸發(fā)量的110%給水量來選擇。12.3.3給水泵的揚程應為下列各項之和：1蒸汽發(fā)生系統(tǒng)額定蒸發(fā)量時的給水流量，從除氧給水箱出口至預熱器進口給水流動的總阻力，另加20%的裕量；2蒸汽發(fā)生系統(tǒng)蒸發(fā)器正常水位與除氧器給水箱正常水位間的水柱靜壓差。當蒸汽發(fā)生系統(tǒng)總阻力中包括其靜壓差時，應為預熱器進口與除氧器正常水位間的水柱靜壓差；3蒸汽發(fā)生系統(tǒng)額定蒸發(fā)量時，預熱器入口的進水壓力；4除氧器額定工作壓力（取負值）。12.4除氧器及給水箱12.4.1除氧器的總出力應按全部蒸汽發(fā)生系統(tǒng)額定蒸發(fā)量的給水量確定。每臺機組宜設置1臺除氧器。12.4.2給水箱的總?cè)萘扛鶕?jù)熱負荷大小確定，宜符合下列規(guī)定：1給水箱的總?cè)萘?，?30t/h及以下的蒸汽發(fā)生系統(tǒng)宜為20min全部蒸汽發(fā)生系統(tǒng)蒸發(fā)量時的給水消耗量；2對130t/h以上、410t/h級及以下蒸汽發(fā)生系統(tǒng)宜為10min～15min全部蒸汽發(fā)生系統(tǒng)蒸發(fā)量時的給水消耗量；3給水箱的總?cè)萘?，?10t/h及以上的蒸汽發(fā)生系統(tǒng)宜為10min全部蒸汽發(fā)生系統(tǒng)蒸發(fā)量時的給水消耗量。12.4.4除氧器標高設計應考慮除氧器給水箱的最低水位面到給水泵中心線間的水柱所產(chǎn)生的壓力，不應小于下列各款之和：1給水泵進口處水的汽化壓力和除氧器的工作壓力之差；2給水泵的汽蝕余量；3給水泵進水管的流動阻力；4給水泵安全運行必需的富裕量3kPa～5kPa。12.4.5除氧器及給水箱應設有防止過壓爆炸的安全閥及排汽管道。12.4.6除氧器及其給水箱的設計應滿足現(xiàn)行行業(yè)標準《鍋爐除氧器技術(shù)條件》JB/T10325的有關(guān)要求。12.5凝結(jié)水系統(tǒng)及凝結(jié)水泵12.5.1凝結(jié)水宜采用單元制系統(tǒng)。12.5.2凝汽式機組的凝結(jié)水泵的臺數(shù)、容量應符合下列規(guī)定：1每臺機組宜裝設2臺凝結(jié)水泵，每臺容量為最大凝結(jié)水量的110%，宜設置調(diào)速裝置；2最大凝結(jié)水量應為下列各項之和：1）汽輪機最大進汽工況時的凝汽量；2）進入凝汽器的經(jīng)常補水量和經(jīng)常疏水量；3）當?shù)蛪杭訜崞魇杷脽o備用時，可能進入凝汽器的事故疏水量。12.5.3凝結(jié)水泵的揚程應為下列各款之和：1從凝汽器熱井到除氧器凝結(jié)水人口的凝結(jié)水管道流動阻力，另加20%的裕量。低壓加熱器的疏水，經(jīng)疏水泵并人主凝結(jié)水管道的，在并人點前應按最大凝結(jié)水量計算；在并人點后，應加上低壓加熱器疏水量計算；2除氧器凝結(jié)水入口與凝汽器熱井最低水位間的水柱靜壓差；3除氧器人口凝結(jié)水管噴霧頭所需的噴霧壓力；4除氧器最大工作壓力，另加15%的裕暈；5凝汽器的最高真空。12.6低壓加熱器疏水泵12.6.1根據(jù)回熱系統(tǒng)設計，如設有疏水泵，容量為25MW級及以上的機組，可設低壓加熱器疏水泵；容量為25MW級及以下的機組，可不設低壓加熱器疏水泵。12.6.2低壓加熱器疏水泵的容量及臺數(shù)應符合以下規(guī)定：1低壓加熱器的疏水泵容量應按汽輪機最大進汽工況時，接入該泵的低壓加熱器的疏水量，另加10%的裕量確定；2低壓加熱器的疏水泵宜設1臺，不設備用。但低壓加熱器的疏水應設有回流至凝汽器的旁路管道。12.6.3低壓加熱器的疏水泵揚程應為下列各款之和：1從低壓加熱器到除氧器凝結(jié)水入口的介質(zhì)流動阻力，另加20%的裕量；2除氧器凝結(jié)水入口與低壓加熱器最低水位間的水柱靜壓差；3除氧器入口噴霧頭所需的噴霧壓力；4除氧器最大工作壓力，另加15%的裕量；5對應最大凝結(jié)水量工況下低壓加熱器內(nèi)的真空。加熱器為正壓力時，應取負值。12.7疏水擴容器、疏水箱、疏水泵與低位水箱、低位水泵12.7.1疏水擴容器、疏水箱和疏水泵的容量和臺數(shù)的選擇應符合下列規(guī)定：1疏水擴容器的容量，對25MW級及以下的機組，宜為0.5m3～1m3。對50MW級及以上的高壓機組宜分別設置高壓疏水擴容器和低壓疏水擴容器，容量宜分別為1.5m3；2疏水箱總?cè)萘繎軡M足機組頻繁啟停需要，根據(jù)蒸汽發(fā)生系統(tǒng)蒸發(fā)量綜合考慮；3疏水泵采用2臺。每臺疏水泵的容量宜在0.5h內(nèi)將1個疏水箱的存水輸送至除氧器給水箱的要求確定。其揚程應按相應的靜壓差、流動阻力及除氧器工作壓力，另加20%裕量確定。12.7.2當?shù)臀皇璺潘枯^大且可再供利用時，可裝設1臺容量為5m3的低位水箱和1臺低位水泵。低位水泵的容量宜按在0.5h內(nèi)將低位水箱內(nèi)的存水輸送至疏水箱的要求確定。其揚程應按相應的靜壓差、流動阻力另加20%的裕量確定。當疏水箱低位布置時，可不設低位水箱。12.8工業(yè)水系統(tǒng)12.8.1工業(yè)水系統(tǒng)的供水量應滿足發(fā)電區(qū)域的冷卻用水、軸封用水及其他用水量，并應符合下列規(guī)定：1汽輪機的冷油器和發(fā)電機的空氣冷卻器的冷卻用水均應由循環(huán)水直接供水；2當循環(huán)水的壓力和水質(zhì)能滿足其他設備冷卻供水要求時，應采用循環(huán)水直接供水。循環(huán)水壓力無法達到的用水點，應設置升壓泵供水。12.8.2工業(yè)水應具有獨立的供、排水系統(tǒng)，并應結(jié)合擴建機組設備的冷卻供水要求。12.8.3工業(yè)水系統(tǒng)應符合下列規(guī)定：1以淡水作冷卻水水源，不需要處理即可作為工業(yè)用水的，宜采用開式系統(tǒng);需經(jīng)處理的，可視具體情況，采用開式或閉式系統(tǒng)，或開式、閉式相結(jié)合的系統(tǒng)；2以再生水作冷卻水水源，不宜用再生水直接冷卻的輔機設備，宜采用除鹽水閉式循環(huán)冷卻系統(tǒng)。此時，閉式循環(huán)水-水冷卻器應采用再生水作為冷卻水源；3以海水作為凝汽器冷卻水水源，工業(yè)可采用淡水閉式或海水開式系統(tǒng)，或淡水閉式、海水開式相結(jié)合的系統(tǒng)；450MW級及以上的機組，工業(yè)冷卻水可采用閉式除鹽水系統(tǒng)；5在開式工業(yè)水系統(tǒng)中，可視具體情況確定設置工業(yè)水箱。在閉式工業(yè)水系統(tǒng)中，宜設置高位水箱、回水箱（池）、水泵及水-水冷卻器或其他冷卻設備。12.8.4工業(yè)水管道宜采用母管制系統(tǒng)。12.8.5工業(yè)水泵的總?cè)萘繎獫M足所連接的工業(yè)水系統(tǒng)最大用水量的需要，另加10%的裕量。12.8.6母管制工業(yè)水系統(tǒng)，宜采用2臺工業(yè)水泵，其中1臺備用。12.8.7工業(yè)水泵的揚程應為下列各款之和：1最高工業(yè)用水點或高位工業(yè)水箱進口與工業(yè)水泵中心線或工業(yè)水泵吸水池最低水位間的水柱靜壓差；2從工業(yè)水泵進水始端到最高用水點出口或高位工業(yè)水箱進口間工業(yè)水的流動阻力（按最大用水量計算），另加20%的裕量；3工業(yè)水泵進口真空（進口為正壓力時，取負值）；當從吸水池吸水時，本項不計入。12.8.8開式工業(yè)水系統(tǒng)的排水應回收利用。12.8.9工業(yè)水的排水系統(tǒng)可采用自流排水或采用自流排水與壓力排水相結(jié)合的排水方式，并應符合下列規(guī)定：1自流排水應通過漏斗接人母管，引至排水溝或回水池；2排水漏斗后的管道，其管徑應放大1級?2級；3連接至同一排水母管上的排水漏斗，應布置在同一標高上；4對高位設備的排水，除在設備附近設排水漏斗外，尚應在接入排水母管低端的統(tǒng)一標高處，設緩沖排水漏斗；5汽輪機的冷油器和發(fā)電機的空氣冷卻器的開式系統(tǒng)壓力排水，宜接至循環(huán)水排水系統(tǒng)或工業(yè)冷卻水壓力排水系統(tǒng)。閉式系統(tǒng)的壓力排水應直接接入排水母管，引至回水箱；6輔助設備軸承的壓力排水管道上應裝設流動指示器。12.9凝汽器及其輔助設施12.9.1汽輪機的凝汽器應裝設膠球清洗裝置。12.9.2汽輪機的凝汽器應配置可靠的抽真空設備。12.9.3空冷機組的汽輪機抽真空系統(tǒng)容量應滿足光熱電站啟動時間的要求。12.9.4凝汽器的管板與管材的材質(zhì)，應根據(jù)循環(huán)水水質(zhì)確定，宜根據(jù)《發(fā)電廠凝汽器及輔機冷卻管選材導則》DL/T712-2010選取換熱管。12.10回熱系統(tǒng)及設備12.10.1除了除氧器采用混合式加熱器外，其余回熱加熱器應采用表面式加熱器。12.10.2回熱加熱器應采用單列布置。12.10.3高、低壓加熱器應設置水側(cè)旁路。高壓加熱器應根據(jù)其自身的可靠性決定采用大旁路或小旁路。低壓加熱器宜采用小旁路或大、小旁路組合。12.10.4高、低壓加熱器換熱面積計算宜以汽輪機最大連續(xù)功率工況為設計工況，應留有10%的面積余量。

13太陽能場布置13.1太陽能場總平面布置13.1.1太陽能場宜采用矩形布置，邊長比宜趨向1。13.1.2太陽能場應根據(jù)場地形狀、集熱器朝向、回路數(shù)量及其型式分區(qū)布置。13.1.3太陽能場應優(yōu)先采用平坡式布置，場地坡度應滿足集熱器回路的布置要求。當自然地形坡度較大時，太陽能場宜采用階梯式布置。13.1.4太陽能場豎向布置應綜合考慮太陽能場工藝要求、工程地質(zhì)、水文氣象、土石方量及地基處理等因素，并應符合下列規(guī)定：1應使太陽能場土石方工程量、地基處理、場地整理措施等投資最少；2太陽能場場地最大坡度及坡向應滿足集熱器回路的布置要求；3太陽能場場地最小坡度及坡向，應與道路及場地排水的設施相適應，并按當?shù)亟涤炅亢蛨龅赝临|(zhì)特性等因素確定；4階梯邊坡穩(wěn)定。13.1.5太陽能場應設置進出道路、環(huán)形道路和運行維護道路，道路設計應符合下列規(guī)定：1太陽能場進出道路路面宜采用瀝青混