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[PDF] GB/T 51396-2019 - 英文版

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GB/T 51396-2019	英文版	RFQ	询价	[PDF]天数 >=3	槽式太阳能光热发电站设计标准	有效

基本信息
标准编号	GB/T 51396-2019 (GB/T51396-2019)
中文名称	槽式太阳能光热发电站设计标准
英文名称	Standard for design of parabolic trough solar thermal power plant
行业	国家标准 (推荐)
中标分类	P60
国际标准分类	29.100.01
字数估计	180,196
发布日期	2019-11-22
实施日期	2020-06-01
引用标准	GB 50007; GB 50009; GB 50010; GB 50011; GB 50013; GB 50014; GB 50015; GB 50016; GB 50019; GB 50028; GB 50034; GB 50040; GB/T 50046; GB/T 50050; GB 50057; GB 50058; GB 50060; GB/T 50063; GB/T 50064; GB/T 50065; GB 50069; GB 50074; GB 50084; GB/T 50102
标准依据	住房和城乡建设部公告2019年第316号
发布机构	中华人民共和国住房和城乡建设部;国家市场监督管理总局
范围	本标准适用于采用蒸汽轮发电机组的新建、扩建和改建槽式太阳能光热发电站，也适用于与其他发电形式相结合的槽式太阳能光热利用部分。

GB/T 51396-2019: 槽式太阳能光热发电站设计标准 GB/T 51396-2019 英文名称: Standard for design of parabolic trough solar thermal power plant 1 总则 1.0.1 为规范槽式太阳能光热发电站设计，满足安全可靠、技术先进、经济合理的要求，制定本标准。 1.0.2 本标准适用于釆用蒸汽轮发电机组的新建、扩建和改建槽式太阳能光热发电站，也适用于与其他发电形式相结合的槽式太阳能光热利用部分。 1.0.3 槽式太阳能光热发电站设计应以电网接入条件、太阳能资源、水文、气象、地质等相关资料为依据。 1.0.4 槽式太阳能光热发电站设计除应符合本标准规定外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2 术语 2.0.1 集热器 collector 跟踪太阳运行，接收太阳辐射并向传热介质传递热量的设备，通常由一系列模块串联组成，由同一公共单元驱动并只有一套跟踪系统。 2.0.2 聚光器 concentrator 集热器的组成部分，由将太阳辐射能聚焦到集热管上的反射元件构成。 2.0.3 抛物面槽式集热器 parabolic trough collector 聚光器具有抛物线截面、槽形结构的集热器，简称集热器。 2.0.4 集热管 receiver tube 集热器中接收并传递热量的透明管状设备，其管壁与吸热体之间抽成一定真空度，吸热体具有选择性吸收表面。 2.0.5 抛物面反射镜 parabolic mirror 聚光器中具有抛物线截面的反射镜面，该反射镜面安装在聚光器曲面基底上。 2.0.6 集热管有效工作长度 active length of a receiver 集热管吸热体温度25℃时，集热器聚光到吸热体上面的长度。 2.0.7 集热器回路 collector loop 槽式集热器串联连接，传热流体依次流过各集热器中的集热管。一个集热器回路由一排或多排集热器串联组成。 2.0.8 集热场 solar field 将太阳能聚集并转化为热能的区域，一般由槽式集热器回路及其连接组成。 2.0.9 集热场净采光面积 solar field net collection area 集热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集热面积，此面积需要加上钢制接收器管道在釆光平面上的不重叠的垂直投影部分。 2.0.10 太阳能光热发电站 solar thermal power plant 通过聚集太阳能并通过热力过程将太阳直接辐射转化为电能的设施，一般由集热场、发电区构成。 2.0.11 槽式太阳能光热发电站 parabolic trough solar thermal power plant 集热场由槽式集热器及其连接组成的太阳能光热发电站。 2.0.12 辐照度 irradiance 物体在单位时间、单位面积上接收到的辐射能，单位为：W/m2。 2.0.13 法向直射辐照度 direct normal irradiance(DNI) 直接辐射在与射束垂直平面上的辐照度。 2.0.14 透射比 transmittance 面元透射与入射的辐射通量之比值。 2.0.15 吸收比 absorptance 面元上吸收与入射的辐射通量之比。 2.0.16 发射比 emittance 相同条件下，某种材料表面发射岀的辐射能与黑体发射岀的辐射能的比值。 2.0.17 传热流体 heat transfer fluid 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。 2.0.18 导热油 heat transfer oil 用于间接传递热量的一类热稳定性较好的专用油品。 2.0.19 熔融盐 molten salt 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。 2.0.20 低沸物 low-boiling-point substance 在用有机热载体中馏出温度低于未使用时初馏点的物质。 2.0.21 高沸物 high-boiling-point substance 通过模拟蒸馏方法加热测试，试样的沸点高于未使用有机热载体终馏点的物质。 2.0.22 设计点 design point 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。 2.0.23 太阳倍数 solar multiple 机组运行在额定负荷条件下时，集热场在设计点条件下吸收热量与集热场向发电机组提供热量的比值。集热场向发电机组提供的热量包含蒸汽发生系统的热损失。 2.0.24 显热储热 sensible heat thermal storage 通过改变储热介质的温度且不发生相变，使系统存储热量或释放热量的方法。 2.0.25 储热系统容量 storage capacity 在某一启动条件下储热系统可以提供的完全释热量。 2.0.26 额定充热功率 rated charge power 在额定流量和温度条件下进入储热系统的热功率。 2.0.27 额定释热功率 rated discharge power 在额定流量和温度条件下储热系统提供的热功率。 2.0.28 标识系统 identification system 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。 3 基本规定 3.0.1 槽式太阳能光热发电站站址选择应综合考虑当地规划、资源、建设条件等因素，通过技术经济比较后确定。 3.0.2 槽式太阳能光热发电站设计应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 槽式太阳能光热发电站按规划容量分为大、中、小型，大于或等于400MW为大型，小于400MW且大于或等于50MW为中型，小于50MW为小型。 3.0.4 槽式太阳能光热发电站机组容量、储热系统容量、发电及运行方式，应在满足电力系统要求的条件下，通过技术经济比较确定。 3.0.5 槽式太阳能光热发电站传热和储热介质、工艺系统、机组选型宜通过技术经济比较选择。 3.0.6 槽式太阳能光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 槽式太阳能光热发电站系统容量匹配应符合下列规定： 1 集热场净釆光面积应与汽轮发电机组的额定容量和储热系统容量相匹配； 2 蒸汽发生系统的最大连续蒸发量应与汽轮机最大进汽量相匹配； 3 发电机的容量应与汽轮机的最大出力相匹配。 3.0.8 槽式太阳能光热发电站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。 3.0.9 槽式太阳能光热发电站工艺系统寿命应按25年设计。 3.0.10 槽式太阳能光热发电站设计宜釆用全站统一的标识系统。 4 电力系统 4.1 一般规定 4.1.1 电站的规划和设计应符合地区社会经济总体规划和电力主管部门审定的电力工业专项规划。 4.1.2 电站选址应根据地区电力市场需求、电网接入条件、线路送出条件等因素确定。 4.1.3 电站与电网连接的主变压器、断路器等电气设备应符合电站频繁启停机运行工况的要求。 4.1.4 大、中型槽式太阳能光热发电站宜具备参与电力系统调频和调峰的能力，并符合现行国家标准《电网运行准则》GB/T 31464的规定。 4.2 接入系统 4.2.1 电站接入系统方案应综合考虑发电站的规划容量和电网近期、远期规划等因素，经技术经济比较后确定。 4.2.2 电站接入系统方案应符合现行行业标准《电力系统安全稳定导则》DL 755的规定。 4.2.3 电站接入系统电压等级应根据电站容量进行选择，不宜超过两种。电站送出线路回路数有两回及以上时，送出线路导线截面应满足线路“N-1”运行原则。 4.2.4 主变压器选型应满足下列要求： 1 宜选择无载调压型变压器；经调压计算论证确有必要且经技术经济比较合理时，可选用有载调压变压器； 2 额定电压、阻抗及电压分接头的选择应满足地区电力系统近期、远期调相调压要求。 4.2.5 大、中型槽式太阳能光热发电站宜设置启动/备用电源，启动/备用电源可从高压母线引接，也可从外部电网引接。 4.2.6 断路器开断容量的选择应满足电站投产后至少10年～15年的短路电流水平要求。 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 槽式太阳能光热发电站并网点的电能质量指标应符合现行国家标准《电能质量供电电压偏差》GB/T 14325、《电能质量电压波动和闪变》GB/T 12326、《电能质量公用电网谐波》GB/T 14549、《电能质量公用电网间谐波》GB/T 24337、《电能质量电力系统频率偏差》GB/T 15945和《电能质量三相电压不平衡》GB/T 15543的规定。 4.3 继电保护及安全自动装置 4.3.1 槽式太阳能光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《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的规定。 4.3.2 220kV及以上线路应装设全线速动保护，按双重化设置。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220kV母线应设置双套母差保护和断路器失灵保护。110kV及以下双母线应配置一套母差保护，单母线、单母线分段接线可配置一套母差保护。 4.3.4 电站应装设故障录波装置，其技术性能应符合现行行业标准《电力系统动态记录装置通用技术条件》DL/T 553的规定。 4.3.5 电站应装设保护及故障信息管理系统子站，应提供远方监控中心运行所需的各种信息。 4.3.6 电站不宜作为系统安全自动控制系统的主要控制站点，当系统有要求时可装设切机执行装置等安全自动装置。 4.3.7 机组釆用自并励励磁系统的，发电机应设置电力系统稳定器。 4.4 调度自动化 4.4.1 发电站远动功能宜纳入计算机监控系统，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规程》DL/T 5003的规定。 4.4.2 大、中型槽式太阳能光热发电站应装设自动发电控制系统(AGC)和自动电压控制系统(AVC)。 4.4.3 电站应根据电网调度机构要求装设电力调度数据网接入设备。 4.4.4 接入220kV及以上电压系统的电站可根据需要装设相量测量单元(PMU)。 4.4.5 电站宜设置太阳能功率预测预报系统，并具有向调度部门上传功率预测结果、法向直射辐照度、电站储热容量等实时信息的功能。 4.5 系统通信 4.5.1 电站通信设计应符合现行行业标准《电力系统通信运行管理规程》DL/T 544和《电力系统自动交换电话网技术规范》DL/T 598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 大、中型槽式太阳能发电站至电力调度部门之间宜设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。 4.6 电能计量 4.6.1 电站电能计量点宜设置在电站内与电网设施的产权分界处或结算点，启动/备用变压器高压侧也应设置增设电能计量关口点。电能计量装置应符合国家现行标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T 448、《电力装置电测量仪表装置设计规范》GB/T 50063的规定。在发电机出口、主变高压侧和高压站用变分支宜装设考核用电能表。 4.6.2 同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套，主、副电能表应有明确标志。 4.6.3 电站应配置具有通信功能的电能计量装置和电能量釆集终端，并将信息传输至电网调度营销机构。 5 太阳能资源分析 5.1 一般规定 5.1.1 槽式太阳能光热发电站设计应对站址所在区域太阳能资源进行分析，并对相关地理条件、气候特征和基本气象要素进行适应性分析。 5.1.2 进行太阳能资源分析时，应选择站址附近具有太阳辐射长期观测记录的参考气象站，对总辐照度、法向直射辐照度、气温等的变化趋势进行分析。参考气象站选取包括辐射观测站和气象要素观测站两类。 5.1.3 用于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 5.2.1 参考气象站应按照与站址所在地气候特征基本相似、自然地理条件及下垫面条件相近的原则进行选择。 5.2.2 参考气象站宜具有连续10年以上的太阳直射辐射长期观测记录。 5.2.3 参考气象站采集信息应包括下列内容： 1 气象站基本情况，包括长期观测记录所釆用的标准、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度、法向直射辐照度、散射辐照度、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小时观测记录具有较好的相关性； 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、气压观测记录； 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年的灾害性天气记录，包括年连续阴雨天数、雷暴日数、冰雹日数、沙尘暴日数、强风日数等。 5.3 太阳能现场观测站基本要求 5.3.1 电站站址区域应设置太阳能资源现场观测站。现场观测站的数量及安装位置应结合电站总装机容量及运行控制要求统筹规划。 5.3.2 现场观测站观测内容应包括水平面总辐射、法向直接辐射、散射辐射、气温、相对湿度、风速、风向、降水量等的实测时间序列数据。 5.3.3 现场观测站安装和实时观测记录应符合国家现行标准《太阳能资源测量总辐射》GB/T 31156、《太阳能资源测量直接辐射》GB/T 33698、《太阳能资源测量散射辐射》GB/T 33699和《地面气象观测规范第1部分：总则》QX/T 45、《地面气象观测规范第2部分：云的观测》QX/T 46、《地面气象观测规范第5部分：气压观测》QX/T 49、《地面气象观测规范第6部分：空气温度和湿度观测》QX/T 50、《地面气象观测规范第7部分：风向和风速观测》QX/T 51、《地面气象观测规范第8部分：降水观测》QX/T 52、《地面气象观测规范第11部分：辐射观测》QX/T 55、《地面气象观测规范第12部分：日照观测》QX/T 56、《地面气象观测规范第17部分：自动气象站观测》QX/T 61、《地面气象观测规范第18部分：月地面气象记录处理和报表编制》QX/T 62、《地面气象观测规范第19部分：月气象辐射记录处理和报表编制》QX/T 63、《地面气象观测规范第22部分：观测记录质量控制》QX/T 66的规定。 5.3.4 现场观测站应具备实时观测数据接入电站控制系统的条件。 5.4 太阳辐射观测数据验证与分析 5.4.1 应对太阳辐射观测数据进行合理性、有效性和完整性分析。 5.4.2 太阳辐射观测数据合理性检验应包括太阳辐射观测数据的极值检查、相关性检查和趋势检查。 5.4.3 太阳辐射数据完整性分析应符合下列规定： 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 太阳辐射观测逐时数据的有效数据完整率应达到90％。 5.4.4 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。可将其他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，形成至少一个连续完整年的逐小时太阳辐射观测数据。 5.4.5 太阳能资源分析应符合下列规定： 1 根据参考气象站的长时间序列观测数据与验证后的现场法向直射辐射数据，计算出典型太阳年数据。 2 确定多年总辐照量，法向直射辐照量年际变化、月际变化，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度的小时变化。 6 站址选择 6.0.1 站址选择应符合下列规定： 1 站址选择应满足国家可再生能源中长期发展规划、城乡规划、土地利用总体规划、环境保护与水土保持、军事设施、矿产资源、交通运输、接入系统、文物保护、风景名胜与生态保护、饮用水源保护等方面的要求； 2 站址选择应研究电网结构、太阳能资源、水源、环境保护、辅助能源供应、交通及大件设备运输、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电站的影响等因素，通过全面的技术经济比较和分析，对站址进行论证和评价； 3 站址宜选择在太阳能资源丰富、光照时间长且日变化小的区域； 4 选择槽式太阳能光热发电站站址时，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 选择槽式太阳能光热发电站站址时，水源应符合下列规定： 1 槽式太阳能光热发电站供水水源应落实，在确定水源的供水能力时，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 釆用江、河水作为供水水源时，电站取水口位置应选择在河床全年稳定地段，且应避免泥沙、草木、冰凌、漂流杂物、排水回流等的影响，提出水文地质勘探评价报告。 6.0.3 选择站址时，站址自然条件应符合下列规定： 1 站址不应设在危岩、滑坡、岩溶发育、泥石流地段、地震断裂地带、采空区；当站址无法避开地质灾害易发区时，在工程选站阶段应综合评价地质灾害危险性的程度； 2 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 站址应避让重点保护的文化遗址，不应设在具有开釆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 站址宜选择在地势平坦的地区。 6.0.4 站址选择时，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。 6.0.5 站址的抗震设防烈度应符合现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB 18306的规定。对已编制抗震设防区划的城市，抗震设防应按批准的抗震设防烈度或设计地震动参数确定。 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。当与其他形式电站联合运行时，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，以及电站生产、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，兼顾近期，统筹规划。 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。站区用地应根据容量规划情况分期征用、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，利用自然地形及地质条件，降低站址土方工程量，便于施工。 7.1.5 电站防洪排涝规划应结合自然条件及安全要求进行，可釆用防洪堤、截洪沟、防洪围墙等工程方案。 7.2 站区内部规划 7.2.1 电站站区内部规划应在总体规划的基础上，以工艺流程合理为原则，因地制宜地进行布置。电站内建（构）筑物的布置应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016和《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229的规定。 7.2.2 站区内部规划应符合下列规定： 1 站区应按不同功能要求进行分区，可分为集热场及发电区，集热场可依据不同回路组合划分分区； 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，主干道宽度宜釆用6m，次干道宽度宜采用4m，集热场、发电区可釆用不同等级路面； 4 站内绿化宜因地制宜、系统规划。 7.2.3 集热场规划应符合下列规定： 1 集热场应根据地形条件、设备特点、施工要求合理布置，集热器宜釆用区块模块化布置方式； 2 集热器安装高度应考虑当地设计洪水位与积雪厚度； 3 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； 4 集热场内导热管线路径及走廊应做统一规划，传热介质管线及电缆宜沿路敷设。 7.2.4 发电区规划应符合下列规定： 1 发电区宜位于站区中心位置； 2 发电区内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。汽机房、熔融盐罐、直接空冷平台、冷却塔等荷载大的高大建（构）筑物应布置在土质均匀、地基承载力较高区域； 3 发电区内相似功能的辅助、附属建筑宜采用联合建筑布置； 4 辅助燃料装置布置形式可根据燃料类型、供应情况、运输条件确定，当布置于发电区内时，宜单独分区设置； 5 热存储设施布置宜单独成区； 6 集热器装配车间可根据施工条件选择站内或站外布置，当布置于站内发电区时，宜采用永临结合方式。 7.2.5 电站的防洪（涝）设计应符合下列规定： 1 发电区防洪（涝）标准应符合表7.2.5的规定： 2 集热场的防洪（涝）标准应与发电区的防洪（涝）标准一致； 3 其他独立区域的防洪（涝）标准不应低于50年一遇的高水（潮）位。 7.2.6 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，并应符合下列规定： 1 采用阶梯式布置电站，台阶划分宜与功能分区相匹配； 2 电站土石方工程量宜填、挖平衡。当存在弃、取土时，应提前规划弃、取土场地； 3 建（构）筑物、道路等标高的确定，应满足生产和维护的要求，并应排水顺畅；建（构）筑物室内地坪设计标高宜高出室外地坪标高150mm～300mm，并应根据工程地质条件分析建筑物沉降的影响； 4 站区场地的最小坡度及坡向应综合考虑集热场布置和地面排水要求，并与建筑物、道路及场地雨水口的设置相适应； 5 发电区场地排水宜采用自然散排或道路雨水口、场地雨水口、明沟等形式接入雨水排放系统。集热场场地排水宜采用自然散排或明沟排水，分区排放。 7.2.7 站区场地设计标高应根据本标准表7.2.5进行确定，当场地标高低于设计高水（潮）位或虽高于设计高水（潮）位但受波浪影响时，应采取防洪措施，并应符合下列要求： 1 主厂房室外标高应高于设计高水（潮）位0.5m，其他区域的场地标高不应低于表7.2.5的规定； 2 集热场场地标高应以洪水不淹没集热场电气控制设备并符合本标准第7.2.5条的规定进行确定；当低于上述标准时，可釆取提高集热器基础或调整支架高度等方式，满足防洪（涝）标准；集热设备基础应采取有效的防护措施； 3 当釆取其他满足防洪要求的可靠防洪措施时，场地标高可适当低于设计高水（潮）位； 4 位于江、河、湖旁的电站设置防洪堤时，其防洪堤顶标高应高于表7.2.5中的高水（潮）位0.5m。当受风、浪、潮影响时，尚应再加重现期为50年的浪爬高； 5 位于海滨的电站，其防洪堤顶标高按表7.2.5中高水（潮）位加重现期50年累积频率1％的浪爬高和0.5 m的安全超高确定； 6 位于内涝地区电站，防涝围堤顶标高应按表7.2.5中规定（难以确定设计内涝水位时，可采用历史最高内涝水位）加0.5m的安全超高确定。 7.2.8 电站站区管线布置可釆取直埋、沟道及架空三种敷设方式。管线布置应结合规划站区平面布置、管线类型、工艺要求等因素统一规划，并应符合下列要求： 1 发电区可釆用综合管架进行敷设； 2 可燃性、爆炸危险性的管线不应穿越与其无关的建（构）筑物、生产装置、辅助生产车间及仓储设施、贮罐区等。 7.2.9 电站站内道路设计应符合现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22的规定。站区内根据生产、运行维护、生活、消防的需要设置行车道路、消防车道、人行道和检修通道，并应符合下列规定： 1 发电区及易燃易爆设施周围宜设环形消防车道；当设置环形消防车道有困难时，可沿长边设置尽端式消防车道，并应设回车道或回车场；回车场的面积应不小于12.0m×12.0m，供重型消防车使用时应不小于18.0m×18.0m； 2 消防车道宽度不应小于4.0m，道路上空有管架等障碍物时，其净高应不小于4.0m，道路转弯半径应满足消防车辆通行要求； 3 发电区环形道路及进出发电区的主干道路行车道宽度宜为6.0m，釆用水泥混凝土或沥青混凝土路面； 4 集热场各分区间道路和外围环行道路，行车道宽度宜为4.0m，采用低等级路面。 7.2.10 电站应设置站区围墙，围墙宜采用围栅形式，高度应不低于1.8m。 7.3 站区外部规划 7.3.1 站区外部规划应根据电站的规划容量和站址条件，对交通运输、供排水、辅助能源供应和送岀工程等统筹协调。 7.3.2 站外交通运输规划应符合下列规定： 1 电站的主要进站道路宜就近与现有公路相连接，进站道路设计应符合现行国家标准《厂矿道路设计规范》GBJ 22的规定； 2 主要的进站道路应按三级厂矿道路标准建设，行车道宽度宜采用6m，其他进站道路宽度可采用4m，路面可与依托道路采用相同标准； 3 站区与其他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；当需要新建道路时，可按辅助道路标准建设，行车道宽度宜为3.5m。 7.3.3 电站的站外供排水设施规划应综合容量、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。站外取、排水布点及水管线应统一规划设计，水管线走廊宜留岀扩建条件。 7.3.4 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，按电站规划容量和本期工程建设规模统筹规划。 7.3.5 电站辅助燃料运输方式应通过对站址周围的运输和协作条件进行技术经济比较后确定。当辅助燃料采取管线输送时，管线宜沿现有道路布置，选择高差小、跨越及转弯少的地段，减少与道路或铁路的交叉及对农业耕作的影响，满足与周边设施安全防护的要求，并符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定。 7.3.6 站外供热管线应根据城乡总体规划要求合理布置，并与站区总体规划相协调。管线宜沿现有道路布置。 7.3.7 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。施工临时建筑、材料设备堆场、施工作业场等可根据场地条件及施工流程布置于站区内部或外部。 8 集热系统 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、储热系统容量及集热器性能指标等进行技术经济比较确定。 8.1.2 集热器设备包括抛物面反射镜、集热管、支架、驱动与跟踪装置等，各设备规格应满足相互匹配的要求。 8.1.3 集热器设备性能参数应满足当地气象条件要求。 8.2 集热器 8.2.1 集热器选择应符合下列规定： 1 集热器设计载荷选取应根据当地气象及地质条件确定； 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规定： 1 抛物面反射镜可采用热弯镜、钢化镜或复合镜等型式，也可采用金属和高分子反射材料制成的镜面； 2 抛物面反射镜应根据当地气象条件，在保护状态下应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满足在保护状态风速下抛物面反射镜与支撑构件不脱落； 4 抛物面反射镜反射比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 集热管应符合下列规定： 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与系统内传热介质工作温度和工作压力相匹配； 3 集热管的透射比、吸收比、发射比、热损、有效工作长度系数、真空度等参数应满足集热管性能要求； 4 集热管的膜层应能承受集热器聚焦下的热流密度、温度，并满足温升速率要求； 5 集热管应设有长效真空维持装置及真空度指示标识； 6 集热管玻璃外管应满足抗腐蚀、抗老化、抗风沙等要求。 8.2.4 支架应符合下列规定： 1 支架设计应根据当地气象条件，选用合理的材料和结构方式，满足地震、风载、雪载等要求；支架的强度、刚度应满足聚光与跟踪精度要求； 2 支架防腐设计应根据当地气候条件和设计使用年限确定； 3 支架应能补偿运行时集热管及相关部件的热膨胀量； 4 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。 8.3 驱动与跟踪系统 8.3.1 驱动与跟踪系统的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，集热器在设计工况下的跟踪精度宜在±2mrad范围内。 8.3.2 驱动装置可釆用液压或其他机械驱动方式。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规定： 1 驱动装置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 驱动装置可配置蓄能器。 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，且应能与驱动立柱相匹配，满足人员操作及检修需要； 3 就地控制器应具有手动和自动模式，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 集热系统辅助设施 8.4.1 柔性连接部件应符合下列规定： 1 集热器对外接口应釆用柔性连接； 2 柔性连接部件可采用旋转接头或波纹管等型式； 3 柔性连接部件旋转范围应与集热器的旋转范围相适应，并应满足集热管热膨胀要求； 4 柔性连接部件的材质应根据传热介质特性确定； 5 柔性连接部件设计温度及设计压力应与系统内传热介质工作温度和工作压力相匹配； 6 旋转接头应耐磨，波纹管应满足抗疲劳要求。 8.4.2 集热系统的阀门应符合以下规定： 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 宜釆用焊接阀门； 3 每个集热器回路进、出口处应安装隔离阀； 4 每个集热器回路应安装泄压阀； 5 在每个集热场分区的高温母管上宜装设调节阀组。 8.4.3 集热系统中应设置位置传感器、温度传感器和压力传感器，并应根据工艺系统要求进行配置。 8.4.4 聚光器及集热管应配置清洗装置，并应符合下列规定： 1 应为可移动式； 2 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，还应釆用镜面除雪及防止结冰措施。 8.4.5 保温设计应符合以下规定： 1 保温设计应符合现行行业标准《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T 5072的规定； 2 集热管之间连接部位应设置保温措施； 3 保温结构不应影响柔性连接部件转动。 9 热传输系统 9.1 一般规定 9.1.1 热传输系统的设计热负荷应采用设计点的热负荷。 9.1.2 传热介质选择应符合下列规定： 1 热容量大、热膨胀系数小； 2 热稳定性和化学稳定性好； 3 比热容高、导热系数高、运动黏度低； 4 使用温度高、凝点低； 5 闪点高，自燃点高于运行温度； 6 无腐蚀或低腐蚀。 9.1.3 传热介质宜采用导热油，经技术经济比较，也可采用熔融盐、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宜室内布置。 9.2 热传输泵与管路 9.2.1 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集热场热负荷对应流量的110％。 2 热传输系统循环泵数量不应少于2台，其中至少1台备用，并应设置调速装置。 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％裕度。 2）额定流量时集热场阻力与蒸汽发生系统阻力之和、额定流量时集热场阻力与储热换热系统阻力之和、储热释热工况时储热换热系统阻力与蒸汽发生系统阻力之和三者取大值。其中集热场阻力包括集热管阻力及管件局部阻力，另加10％裕度。 3）传热介质返回容器时返回管的最大高度与容器内介质最低液位的差。 9.2.2 在热传输系统循环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。 9.3 传热介质储存、膨胀系统 9.3.1 导热油为传热介质的热传输系统应设膨胀罐、氮气覆盖系统，根据技术经济比较设置溢流油罐、溢流回油泵。 9.3.2 膨胀罐的最低液位宜位于导热油系统的最高点，导热油管道排气应引至扩容冷却器。 9.3.3 膨胀罐和溢流油罐的调节容积应大于系统内导热油在工作温度下膨胀增加的容积。 9.3.4 膨胀罐工作压力应满足在热传输系统循环泵停运时系统内任意点不发生汽化的要求，并留出30kPa～50kPa的压力裕量。 9.3.5 膨胀罐和溢流油罐的气相空间应采用氮气覆盖。 9.3.6 溢流油罐可设置多个，其容积宜大于维护时系统中隔离空间的最大体积。 9.3.7 溢流油罐工作压力应与膨胀罐相同。 9.3.8 在寒冷地区，溢流油罐宜设置伴热装置。 9.3.9 溢流油罐应设置2台溢流回油泵，其中1台备用。 9.3.10 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。 9.3.11 膨胀罐、溢流油罐的防爆门宜排放到净化系统的回收扩容器。 9.4 传热介质净化系统 9.4.1 导热油的热传输系统应设置净化系统，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排出气量与高沸物处理系统闪蒸扩容器的排出气量二者取大值设置。 9.4.2 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。 9.4.3 低沸物处理系统宜设置2台导热油回油泵，其中1台备用。流量按1级回收容器回收导热油量的110％设置。 9.4.4 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％裕量； 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。 9.4.5 净化系统的高沸物处理系统应设置1台回收闪蒸扩容器。 9.4.6 净化系统应设置污油罐。 9.5 辅助系统 9.5.1 热传输系统宜设置传热介质注入系统。 9.5.2 注入系统宜设置1台或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。 9.6 传热介质防凝系统 9.6.1 当环境历史极端最低温度低于传热介质凝点时，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站传热介质系统热损失。 9.6.2 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。 9.6.3 防凝泵数量不宜少于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％。防凝泵流量应根据防凝热功率、设定的介质参数、温差进行计算。 9.6.4 防凝泵的扬程应按下列各项之和计算： 1 传热介质管道的沿程阻力及管件局部阻力，另加20％裕量； 2 储热系统换热器及系统阻力； 3 蒸汽发生系统阻力； 4 集热场集热管阻力及管件局部阻力，另加20％裕量； 5 防凝加热系统设备阻力。 10 储热系统 10.1 一般规定 10.1.1 储热系统的选择应根据项目所在地区的太阳直接辐射条件、传热介质、储热介质、电力系统要求等因素，经技术经济比较后确定。 10.1.2 储热系统应满足下列要求： 1 储热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 宜釆用熔融盐显热储热方式； 3 储热系统布置应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的规定； 4 储热系统主要设备宜露天布置； 5 储热系统应设绝热保温、防凝设施、储热介质泄漏防护设施和储热介质疏放系统，储热罐内宜设氮气覆盖。 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 液态时黏度低； 8 热膨胀系数小。 10.2.2 储热介质宜釆用硝酸钠、硝酸钾组成的二元盐，也可采用其他介质。 10.2.3 储热介质的总质量应根据介质热物性参数、储热容量、介质工作温度范围、汽轮机组热效率、储热效率、放热效率等因素确定。 10.2.4 储热罐选型应满足以下要求： 1 罐体有效容积应为熔融盐总体积的1.15倍～1.20倍； 2 罐体宜采用拱顶结构型式； 3 罐体高径比应根据熔融盐泵体长度确定； 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 罐体内宜设温度均衡装置； 7 罐体应设置熔融盐疏放口和保温式安全阀。 10.3 储热介质传热系统 10.3.1 当采用熔融盐显热储热时，应满足下列要求： 1 热盐泵熔融盐流量应根据额定释热功率、导热油-熔融盐换热器进出口导热油温度、换热器效率、热盐设计温度、冷盐设计温度等确定。 2 冷盐泵熔融盐流量应根据集热场热负荷、额定充热功率、换热器进出口导热油温度、换热器效率、冷盐设计温度、热盐设计温度等确定。 10.3.2 熔融盐泵选型应符合下列要求： 1 热、冷熔融盐泵数量应分别不少于2台，其中1台备用。当其中任何一台停用时，其余热（冷）盐泵应满足总容量的110％。 2 当处于热释放状态时，高温熔融盐泵扬程应为下列各项之和： 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）熔融盐泵出口到熔融盐-导热油换热器进口之间管段流动总阻力，另加10％裕量； 3）熔融盐在换热器中的流动总阻力，另加10％裕量； 4）熔融盐-导热油换热器出口到低温罐熔融盐出口之间管段的流动总阻力，另加10％裕量； 5）低温罐熔融盐出口压力。 3 当处于满负荷充热状态时，低温熔融盐泵扬程应为下列各项之和： 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）熔融盐泵出口到熔融盐-导热油换热器进口之间管段的流动总阻力，另加10％裕量； 3）熔融盐在换热器中的流动总阻力，另加10％裕量； 4）熔融盐-导热油换热器出口到高温罐熔融盐出口之间管段的流动总阻力，另加10％裕量； 5）高温罐熔融盐出口压力。 4 熔融盐泵宜采用立式液下泵，应采用变频调速型式。 5 熔融盐泵与管路连接宜采用焊接方式。 10.3.3 熔融盐-导热油换热器选型应符合下列规定： 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 换热器应设置低位疏放口，疏放口应与储热罐相连。 10.3.4 熔融盐管路应满足下列要求： 1 应设旁路管路、低位疏放口和相应阀门； 2 熔融盐管道应设置一定的倾角； 3 熔融盐管路、疏放口和阀门应设电伴热和绝热保温。 10.4 储热系统辅助设施 10.4.1 熔融盐初始熔化系统应满足下列要求： 1 熔融盐初始熔化炉台数不宜少于2台； 2 熔融盐熔化炉出力应综合熔融盐量、加注时长等因素确定； 3 熔融盐熔化炉的燃料可釆用天然气等清洁燃料； 4 熔融盐熔化炉烟气排放应符合现行国家标准《锅炉大气污染物排放标准》GB 13271的规定。 10.4.2 氮气系统应符合下列规定： 1 储热系统氮气系统宜与全厂氮气系统合用； 2 高温罐和低温罐间应设氮气平衡管； 3 储热区宜设一套氮气缓冲装置，应设氮气泄压装置。 10.4.3 防凝系统应符合下列规定： 1 防凝可采用电加热，也可釆用辅助燃烧加热； 2 熔融盐罐内应设电加热装置。 10.4.4 在储热罐区域应设熔融盐隔离区域或围堰，隔离区域的容积应能够容纳全部的储热介质，隔离墙体的材料选用根据存储介质的特性确定，应采用阻燃和防泄漏材料。 10.4.5 储热罐区的熔融盐泵、管道和阀门的设置应方便检查和操作，换热器区域应设置支撑平台、检修平台和楼梯。 11 蒸汽发生系统 11.1 一般规定 11.1.1 蒸汽发生系统的设置和设备选型，应结合热传输系统出口和入口处传热介质的工作压力和工作温度、汽轮机设计，确定新蒸汽温度和给水温度。 11.1.2 蒸汽发生系统最大连续蒸发量应与汽轮机最大进汽能力工况相匹配。 11.2 蒸汽发生系统 11.2.1 蒸汽发生系统宜由预热器、蒸汽发生器、过热器、再热器及其他配套辅助系统组成。 11.2.2 蒸汽发生系统主要换热设备宜按2×50％或1×100％容量配置。 11.2.3 当采用汽包型或釜式蒸汽发生器时，蒸汽发生器汽水侧应设置排污系统。 11.2.4 蒸汽发生系统应设绝热保温、防凝设施、传热介质泄漏防护设施和传热介质疏放系统。 11.3 蒸汽发生设备 11.3.1 蒸汽发生系统设备应符合国家现行标准《锅炉安全技术监察规程》TSG G0001、《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG 21、《压力容器》GB 150、《热交换器》GB/T 151、《电力行业锅炉压力容器安全监督规程》DL/T 612和《电站锅炉压力容器检验规程》DL 647的规定。 11.3.2 过热蒸汽和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3℃； 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 蒸汽发生系统设备汽水侧所配安全附件和仪表应符合国家现行标准《锅炉安全技术监察规程》TSG G0001的规定，使用的安全阀应符合《电站锅炉安全阀技术规程》DL/T 959和《安全阀安全技术监察规程》TSG ZF001的规定。 11.3.4 蒸汽发生系统传热介质侧出口设有关断阀时，应设置相应的泄压旁路装置，泄压排放介质应回收处理。 12 汽轮机及辅助系统 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国家现行标准《电站汽轮机技术条件》DL/T 892和《固定式发电用汽轮机规范》GB/T 5578的规定，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/T 834的规定。 12.1.2 汽轮机的背压应按工程水文气象条件和冷端系统方案优化计算后确定。 12.1.3 干旱指数大于1.5的缺水地区，宜选用空冷式汽轮机。 12.1.4 汽轮机应满足电站频繁、快速启动的要求。 12.1.5 机组回热系统宜根据太阳能场容量和机组特点确定。 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、型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 应不少于2台，且1台备用，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全部蒸汽发生器最大连续蒸发量的110％。 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％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情况下，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 每台机组宜设置1台除氧器。除氧器的总出力应按蒸汽发生系统最大连续蒸发量时的给水消耗量确定。 12.4.2 给水箱的储水量宜根据除氧器布置位置，结合瞬态计算结果、机组控制水平和机组功能要求确定，宜为10min～15min全部蒸汽发生器最大连续蒸发量时的给水消耗量。 12.4.3 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，不应小于下列各项之和： 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。 12.4.4 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。 12.4.5 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/T 10325的规定。 12.5 凝结水系统及凝结水泵 12.5.1 凝结水宜采用单元制。 12.5.2 凝汽式机组的凝结水泵设置应符合下列规定： 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 凝结水泵扬程应为下列各项之和： 1）从凝汽器热井到除氧器凝结水入口（包括喷雾头）之间管道的介质流动阻力应按汽轮机最大进汽量工况时的凝结水量计算；低压加热器的疏水经疏水泵并入主凝结水管道的，在并入点前应按最大凝结水量计算，在并入点后应加上低压加热器疏水量计算，阻力计算另加10％裕量； 2）除氧器凝结水入口与凝汽器系统热井最低水位间的水柱静压差； 3）除氧器入口凝结水管喷雾头所需的喷雾静压差； 4）除氧器最大工作压力； 5）凝汽器系统的最高真空压力； 6）凝结水系统设备本体的阻力。 12.6 低压加热器疏水泵 12.6.1 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在汽轮机最大进汽量工况时接入该泵的低压加热器的疏水量之和计算，并应加10％裕......

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