GB∕T 41087-2021 太阳能热发电站换热系统技术要求

书书书犐犆犛２７．１６０犆犆犛犉１２中华人民共和国国家标准犌犅／犜４１０８７—２０２１太阳能热发电站换热系统技术要求犜犲犮犺狀犻犮犪犾狊狆犲犮犻犳犻犮犪狋犻狅狀犳狅狉犺犲犪狋犲狓犮犺犪狀犵犲狊狔狊狋犲犿狅犳狊狅犾犪狉狋犺犲狉犿犪犾狆狅狑犲狉狆犾犪狀狋２０２１１２３１发布２０２２０７０１实施国家市场监督管理总局国家标准化管理委员会发布书书书目　　次前言Ⅲ…………………………………………………………………………………………………………１　范围１………………………………………………………………………………………………………２　规范性引用文件１…………………………………………………………………………………………３　术语和定义２………………………………………………………………………………………………４　系统构成及参数２…………………………………………………………………………………………５　正常使用环境条件３………………………………………………………………………………………６　技术要求３…………………………………………………………………………………………………７　检测内容７…………………………………………………………………………………………………８　技术文件和图纸７…………………………………………………………………………………………附录Ａ（资料性）　换热系统主要流程示意图８……………………………………………………………Ⅰ犌犅／犜４１０８７—２０２１前　　言　　本文件按照ＧＢ／Ｔ１．１—２０２０《标准化工作导则　第１部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出。本文件由全国太阳能光热发电标准化技术委员会（ＳＡＣ／ＴＣ５６５）归口。本文件起草单位：机械工业北京电工技术经济研究所、哈尔滨锅炉厂有限责任公司、哈尔滨电气集团有限公司、中国电器工业协会、中国能源建设集团规划设计有限公司、中国能源建设集团有限公司工程研究院、中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、内蒙古电力勘测设计院有限责任公司、常州龙腾光热科技股份有限公司、中国长江三峡集团有限公司、东方电气集团东方锅炉股份有限公司、杭州锅炉集团股份有限公司、浙江大学。本文件起草人：果岩、唐卉、韩健、董爱华、许粲羚、侯篧、徐志强、苏雪刚、国金莲、赵晓辉、王小春、苑晔、宋江文、寇建玉、卢智恒、尹显俊、窦怀新、布仁、徐军、李有霞、姚飞奇、黄治胜、周昊、应仁丽、马伟伟。Ⅲ犌犅／犜４１０８７—２０２１太阳能热发电站换热系统技术要求１　范围本文件规定了太阳能热发电站换热系统的系统构成及参数、正常使用环境条件、技术要求和试验检测等。本文件适用于水／蒸汽、熔融盐和导热油介质的换热系统。２　规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。ＧＢ／Ｔ１５０　压力容器ＧＢ／Ｔ１５１　热交换器ＧＢ／Ｔ５６５７　离心泵技术条件（Ⅲ类）ＧＢ／Ｔ１２１４５　火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量ＧＢ１２１５８　防止静电事故通用导则ＧＢ／Ｔ１７１１６（所有部分）　管道支吊架ＧＢ／Ｔ１９５１８（所有部分）　爆炸性环境　电阻式伴热器ＧＢ／Ｔ２０８０１（所有部分）　压力管道规范　工业管道ＧＢ２３９７１　有机热载体ＧＢ／Ｔ２４２５９　石油天然气工业　管道输送系统ＧＢ／Ｔ３２３４８（所有部分）　工业和商业用电阻式伴热系统ＧＢ／Ｔ３６３７６　太阳能熔盐（硝基型）ＧＢ５００１６　建筑设计防火规范ＧＢ５０７６４　电厂动力管道设计规范ＧＢ５０９７４　消防给水及消火栓系统技术规范ＧＢ／Ｔ５１３０７　塔式太阳能光热发电站设计标准ＤＬ／Ｔ５０５４　火力发电厂汽水管道设计规范ＨＧ／Ｔ２０５０７　自动化仪表选型设计规范ＨＧ／Ｔ２０５４９　化工装置管道布置设计规定ＮＢ／Ｔ４７０４４　电站阀门ＳＨ／Ｔ３０４０　石油化工管道伴管及夹套管设计规范ＳＨ／Ｔ３０７３　石油化工管道支吊架设计规范ＳＨ／Ｔ３０９７　石油化工静电接地设计规范ＴＳＧ２１　固定式压力容器安全技术监察规程ＴＳＧＧ０００１　锅炉安全技术监察规程ＴＳＧＺＦ００１　安全阀安全技术监察规程ＴＳＧＺＦ００３　爆破片装置安全技术监察规程１犌犅／犜４１０８７—２０２１３　术语和定义下列术语和定义适用于本文件。３．１换热系统　犺犲犪狋犲狓犮犺犪狀犵犲狊狔狊狋犲犿由传热介质与做功工质或储热介质进行热交换的系列设备及其附属部件组成。注：主要包括蒸汽发生系统和油盐换热系统。３．２油盐换热器　狅犻犾狊犪犾狋犺犲犪狋犲狓犮犺犪狀犵犲狉熔融盐介质与导热油介质进行热交换的装置。３．３预热器　狆狉犲犺犲犪狋犲狉传热介质预先加热给水以提高给水温度的装置。３．４蒸发器　犲狏犪狆狅狉犪狋狅狉传热介质与水换热产生高压饱和蒸汽的装置。３．５过热器　狊狌狆犲狉犺犲犪狋犲狉传热介质加热饱和蒸汽产生过热蒸汽的装置。３．６再热器　狉犲犺犲犪狋犲狉传热介质加热汽轮机高压缸排汽产生高温再热蒸汽的装置。３．７导热油　狋犺犲狉犿犪犾狅犻犾一类用于间接传递热量且热稳定性较好的专用热载体。注：分为矿物油型和合成型有机热载体，包括苯基芳烃类合成导热油和硅氧烷类导热油等。３．８系统热效率　狊狔狊狋犲犿狋犺犲狉犿犪犾犲犳犳犻犮犻犲狀犮狔换热系统输出热功率与输入热功率的比值。３．９蒸汽发生系统　狊狋犲犪犿犵犲狀犲狉犪狋犻狅狀狊狔狊狋犲犿利用熔融盐或导热油加热给水产生可供汽轮机做功用蒸汽的系统。３．１０油盐换热系统　狅犻犾狊犪犾狋犺犲犪狋犲狓犮犺犪狀犵犲狉狊狔狊狋犲犿利用熔融盐介质与导热油介质进行热交换的系统。４　系统构成及参数４．１　系统构成太阳能热发电站换热系统主要由以下系统构成：蒸汽发生系统、油盐换热系统。根据传热介质的不同，蒸汽发生系统可分为熔融盐蒸汽发生系统和导热油蒸汽发生系统。换热系统中，各介质侧的界定范围如下：２犌犅／犜４１０８７—２０２１蒸汽发生系统汽水侧范围（见附录Ａ中图Ａ．１）：从预热器给水入口至过热器蒸汽出口、再热器蒸汽入口至再热器蒸汽出口。蒸汽发生系统熔融盐侧范围（见图Ａ．２）：从过热器熔融盐入口至预热器熔融盐出口、再热器熔融盐入口至再热器熔融盐出口。蒸汽发生系统导热油侧范围（见图Ａ．３）：从过热器导热油入口至预热器导热油出口、再热器导热油入口至再热器导热油出口。油盐换热系统范围（见图Ａ．４、图Ａ．５）：从系统油盐换热器入口至系统油盐换热器出口。４．２　基本参数４．２．１　设计输入的基本参数主要包括以下内容：ａ）　操作参数，包括流量、温度、压力、热负荷等；ｂ）　物性参数，包括介质组分、密度、比热容或焓值、蒸汽分压、黏度、导热系数等；ｃ）　允许压降；ｄ）　系统运行方式，包括电站各种工况下的启停次数和负荷变化频率等；ｅ）　其他。４．２．２　系统及设备寿命宜不低于２５年。４．２．３　系统设计压力不低于运行过程中可能达到的最高工作压力。４．２．４　系统设计温度不低于运行过程中可能达到的最高工作温度。４．２．５　太阳能热发电换热系统启停次数可按以下执行，具体次数应根据电站运行特点综合确定：ａ）　冷态启动（停机超过７２ｈ）１０次／年（调试期２４次／年）；ｂ）　温态启动（停机在１０ｈ～７２ｈ之间）２５０次／年（调试期３２０次／年）；ｃ）　热态启动（停机时间在１ｈ～１０ｈ之间）３００次／年（调试期４００次／年）；ｄ）　极热态启动（机组停机１ｈ以内）５０次／年（调试期１００次／年）；ｅ）　负荷阶跃（每分钟负荷变化值＞１０％铭牌功率）１５７５０次／２５年。４．２．６　太阳能热发电换热系统温升速率应满足电站运行要求，在保证系统与设备运行安全的前提下，塔式太阳能热发电站换热系统温升速率宜不低于６℃／ｍｉｎ，槽式太阳能热发电站换热系统温升速率宜不低于８℃／ｍｉｎ。５　正常使用环境条件５．１　环境温度：－５０℃～６０℃。５．２　环境湿度不宜高于９５％。５．３　最大风速不宜高于３０ｍ／ｓ。６　技术要求６．１　一般要求６．１．１　蒸汽发生系统的额定蒸发量应与汽轮机额定工况相匹配，最大连续蒸发量应与汽轮机阀门全开工况相匹配，同时应考虑系统的变工况特性。６．１．２　油盐换热系统额定工况宜与汽轮机额定工况相匹配。６．１．３　换热系统设计工况下的系统热效率应不低于９８％。６．１．４　蒸汽发生系统主蒸汽温度应满足汽轮机额定工况的要求。６．１．５　换热系统在汽轮机额定工况下的总压降宜满足表１要求。３犌犅／犜４１０８７—２０２１表１　换热系统压降单位为兆帕油盐换热系统蒸汽发生系统（导热油）蒸汽发生系统（熔融盐）导热油侧熔融盐侧导热油侧汽水侧熔融盐侧汽水侧储热≤０．７放热≤０．５储热≤０．６放热≤０．３５≤０．７主蒸汽≤０．５再热蒸汽≤０．２≤０．７主蒸汽≤０．５再热蒸汽≤０．２６．１．６　换热系统应满足电站日常启停的要求，并考虑由此引起的温差应力对系统和设备造成的影响。６．１．７　设备应采取防止频繁交变热应力带来疲劳损坏的措施。６．１．８　系统应进行水压试验，并符合ＧＢ／Ｔ２０８０１（所有部分）或ＧＢ５０７６４的规定。６．１．９　系统应设置完整的疏放系统。６．１．１０　系统与设备所采用材料应具备耐腐蚀特性。６．２　蒸汽发生系统６．２．１　汽水侧６．２．１．１　蒸汽品质应符合ＧＢ／Ｔ１２１４５的规定。６．２．１．２　蒸发器设备宜采用汽包式或釜式结构形式。６．２．１．３　蒸发系统可分为自然循环和强制循环。采用自然循环时，设计工况下循环倍率宜为４～１０。６．２．１．４　汽水侧换热器容量应根据各运行工况进行优化分配。６．２．１．５　预热器出口水温应至少低于其饱和温度减１．５℃。６．２．１．６　进入汽水系统的给水温度不应低于熔融析晶温度加１０℃。６．２．１．７　汽包的技术要求应符合ＴＳＧＧ０００１和ＧＢ／Ｔ１５０的规定。６．２．１．８　汽包在额定工况下的蓄水能力应不少于３ｍｉｎ。６．２．１．９　汽包应具有良好的汽水分离能力，设计工况下分离后的饱和蒸汽干度应不小于９８％。６．２．１．１０　汽包应能够承受系统运行中的负荷变化。６．２．１．１１　汽包应具备耐热冲击能力。６．２．１．１２　系统设计应考虑启动和低负荷工况下的循环稳定性。６．２．１．１３　管道与设备应设置合理的排污与排气系统。６．２．２　熔融盐侧６．２．２．１　熔融盐应符合ＧＢ／Ｔ３６３７６的规定。６．２．２．２　熔融盐设备及管道设计宜采用一定的自流排空倾斜角。６．２．２．３　系统设计时，各台熔融盐换热器之间宜设置一定的高度差。６．２．２．４　所有运行工况下，系统中最终的回盐温度不宜低于熔融盐析晶温度加１５℃。６．２．２．５　熔融盐侧的密封垫片不应采用石墨材质。６．２．２．６　系统设计时应考虑管道及设备的排污、排气。６．２．２．７　系统设计时应配备完整的疏放盐系统。６．２．３　导热油侧６．２．３．１　导热油应符合ＧＢ２３９７１的规定。６．２．３．２　系统中最终的回油温度不宜低于导热油结晶点温度加５０℃。４犌犅／犜４１０８７—２０２１６．２．３．３　系统设计时应考虑管道及设备的排污、排气。６．２．３．４　当导热油的使用温度超过其燃点时，应重点考虑系统、设备和场地的防火安全问题。系统设计应符合ＧＢ５００１６和ＧＢ５０９７４的规定。６．２．３．５　系统设计时应配备完整的疏放油系统。６．２．３．６　当导热油发生泄漏后，应及时对泄漏的导热油进行收集和处理。６．３　油盐换热系统６．３．１　油盐换热系统应满足储热和放热两种工况的换热要求。６．３．２　油盐换热系统宜取储热工况作为设计工况，放热工况作为校核工况。６．３．３　进入油盐换热器中的导热油温度不应低于熔融盐析晶温度加２０℃。６．３．４　油盐换热系统中的熔融盐侧应满足６．２．２中的规定。６．３．５　油盐换热系统中的导热油侧应满足６．２．３中的规定。６．４　热交换器６．４．１　换热系统热交换器主要包括：油盐换热器、导热油／汽水换热