GB／T51396-2019 槽式太阳能光热发电站设计标准及条文说明

23.1 General requirements

23.2Preventionand controlofpollution sourcc 99） 23.3Water and soil conservation (100) 24()ccupational safety and health (101) 24.1()ccupationalsafety (101) 24.2()ccupationalhealth (102) 25 Fire protection system (104) 25. 1General requirements (104) 25. 2 Fire hazard classification.resistance rating and fireproof zonesclassification (104) 25. 3 Fire protection requirements for process systems (106) 25. 41 Fire protection water supply,fire extinguishing lacilities andautomaticfirealarmsystem (106) 25. 5Power supply and lighting of fire protection (107) Explanation of wording in this standard (109) List of quoted standards (110) Addition: Explanation of provisions (117)

1.0.1为规范槽式太阳能光热发电站设计，满足安全可靠、技木 先进、经济合理的要求，制定本标准。 1.0.2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。

，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

水库标准规范范本1.0.4槽式太阳能光热发电站设计除应符合本标准规

符合国家现行有关标准的规定

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

集热器的组成部分，由将太阳辐射能聚焦到集热管上的反 元件构成。

2.0.3抛物面槽式集热器

parabolic trough collector

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 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 光器曲面基底上。

2.0.6集热管有效工作长度

集热管吸热体温度25℃时，集热器聚光到吸热体上面 长度。

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： 管。一个集热器回路由一排或多排集热器串联组成。

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 及其连接组成。

2.0.9集热场净采光面积

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采光平面上的不重叠的垂直投影部分。

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

mal power plant

2. 0. 12 辐照度

物体在单位时间、单位面积上接收到的辐射能，单位为： W/m。

2. 0. 13 法向直射辐照度

2. 0. 14 透射比

面元透射与入射的辐射通量之日

absorptance

面元上吸收与入射的辐射通量之

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 高射能的比值，

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。

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

2. 0. 21 高沸物

通过模拟蒸留方法加热测试.试样的沸点高于未使川有机热 载体终馏点的物质，

design point

在太阳能热发地系统巾.用于确定系统参数的某年、某口、某 时以及对应的气象条件和太阳法向直射辐照度等。

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 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 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溢度且不发生相变.使系统存储热量 释放热量的方法。

2. 0. 25储热系统容量

2. 0. 25 储热系统容量

2.0.26额定充热功率

2. 0. 28标识系统

identification sysien

identification sysien

3.0.3槽式太阳能光热发电站按规划容量分为大、中、小型

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 通定。

3.0.4槽式太阳能光热发电站机组容量、储热系统容量、发

3.0.5槽式太阳能光热发电站传热和储热介质、丁.艺系统

1集热场净采光面积应与汽轮发电机组的额定容量和 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 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T 业试验证明的先进技术、先进T.艺、先进材料和先进设备。

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T

3.0.9槽式太阳能光热发电站T.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采用全站统一的

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

4.1.+大、中型槽式太阳能光热发电站宜具备参与电力系统调

和调峰的能力，并符合现行国家标准《电网运行准则》GB/T314 的规定。

近期、远期规划等因素，经技术经济比较后确定。

4.2.+主变压器选型应满足下列要求：

.+主变压器选型应满足下列要

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。

年的短路电流水平要求。

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

电压波动利闪变》GB/T12326、《电能质量公用电网谐波》 B/T14549、《电能质量公用电网间谐波》GB/T24337、《电能 质量电力系统频率偏差》GB/T15945和《电能质量=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白动装置设

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 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 14285的规定

4.3.2220kV及以上线路应装设全线速动保护，按双重化设置。

4.3.3电站220kV母线应设置双套母差保护和断路器失灵保

。110kV及以下双母线应配置一套母差保护.单母线、单母线 段接线可配置一套母差保护。

护。110kV及以下双母线应配置一套母差保护.单母线、单

4.3.+电站应装设故障录波装置.其技术性能应符合现行行业标

4.3.+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》DI/T553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。

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机组采用自并励励磁系统的，发电机应设置电力系统稳

4.3.7机组采用自并励励磁系统的，发电机应设置电力系统 定器。

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《电力系统调度动化 设计规程》DL/T5003的规定。

4.4.+接人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)

4.4.4接入220kV及以上电压系统的电站可根据需要装

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 功能。

4.5.3电站应装设生产调度通信系统.并可兼顾生产

4.6.1电站电能计量点宜设置在电站内与电网设施

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

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》DI./T448、《电力装置电测量仪表装置设计规范》GB/T50063 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。

规程》DI./T448、《电力装置电测量仪表装置设计规范》GB/T50063 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。

4.6.2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。

冬端，并将信息传输至电网调度营销机构

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 原进行分析.并对相关地理条件、气候特征和基本气象要素进行： 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。

.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 不少于一个完整年。

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。

5.2.1参考气象站应按照与站址所在地气候特征基本相似、自然

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近 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、印照时数的观测记录，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 雷暴口数、冰口数、沙尘暴口数、强风日数等

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。

3.3现场观测站安装和实时观测记录应衍合国家现行标准《

阳能资源测量总辐射》GB/T31156、《太阳能资源测量直接辐射》 GB/T33698、《太阳能资源测量散射辐射》GB/T33699和《地面气 象观测规范第1部分：总则》QX/T45、《地面气象观测规范第 2部分：云的观测》QX/T46、《地面气象观测规范第5部分：气 压观测》QX/T49、《地面气象观测规范第6部分：空气温度利湿 度观测》QX/T50、《地面气象观测规范第7部分：风向和风速观 测》QX/T5I、《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，T55、《地 气象观测规范第12部分：日照观测》QX/T56、《地面气象观测 规范第17部分：动气象站观测》QX/T61、《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/T62、《地 面气象观测规范第19部分：月气象辅射记录处理和报表编制》 QX/T63、《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

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。

太阳辐射观测数据验证与分

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 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%

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太阳能资源分析应符合下列

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。

.0.1站址选择应符合下列规

6.0.1站址选择应符合下列规： 1站圳选择应满足国家可再能源巾长期发展规划、城乡规 划、士地利用总体规划、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、文物保扩、风名胜与生态保护、饮用水 源保护等方面的要求； 2站址选择应研究地网结构、太阳能资源、水源、环境保扩 铺助能源供应、交通及大件设备运输、出线走廊、地形、地质、地震 水文、气象、川地与拆迁、施T以及周边企业对电站的影响等因素 通过全而的技术经济比较和分析.对站址进行论证和评价： 3站址选择在太阳能资源丰富、光照时间长月日变化小的 区域： +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运输。 6.0.2选择槽式太阳能光热发电站站址.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、工业和店民牛活用水情况·水利水电 项口规划等对水源变化的影响； 2电站站址宜靠近水源·并应考总取排水设施对水域航运 环境、养殖、生态和城市生活水等的影响； 3采用江、河水作为供水水源时.电站取水口位置应选择在 可床全年稳定地段：且应避免泥沙、草木、冰凌、漂流杂物、排水叫 流等的影响·提水文地质勘探评价报告。 （选数圳址自然多件合下规安

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站址应充分考节约集约用地宦利用非耕地利劣地： 应考虑站址区域内拆房屋·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、周围高大树个、高山及建筑物等因素： +站址应避重点保护的文化遗址：不应设在具有开采价值 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》G1318306的规定。对已编制抗震设防区划的城币.抗 震设防应按批准的抗需设防列度或设让地震动公数确究

数区划图》（13183()6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

7.1.1电站的总休规划应与城镇或丁业区总体规划相

1.1电站的总休规划应与城镇或丁业区总体规划相协调·占月 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 行时宜联合建设公用工程设施

，1：2电站的体规划叫根据站址太阳直接描射量对集热 置影响.以及电站生产、施工和生活的需求.结合站址自然条 建设计划.对站区、施下区、水源地利供排水设施、供热管线 交通、山线走廊、防洪排涝构筑物等.立足本期·兼顾远期 规划。

仿古建筑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

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 、生活用地及施T用地。站区用地应根据容量规划情况分期征 L和

个片卜 然地形及地质条件.降低站址七方T程量·便于施I.。 7.1.5电站防洪排涝划应结含白然条件及安全要求进行.可采 用防洪堤、截洪沟、防洪围墙等工程方案。

7.1.5电站防洪排涝舰划应结含自然条件及安全要求进行.可采 用防洪堤、截洪沟、防洪围墙等工程方案。

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》G135(016和《火力发电厂与 变电站设计防火标准》GB50229的规定。

2.2站区内部规划应符合下列

站区应按不同功能要求进行分区.可分为集热场及发几

×，集热场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·避免交又； 3站区1出入口位置应便于站内外交通联系：站区内道路应满 是产、生活及消防要求.主干道宽度宜采用6m.次十道宽度宜采 H1m铁路图纸，集热场、发电区可采用不同等级路面； +站内绿化宜因地制、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T要求合理布置·集 热器宜采用风块模块化布置方式； 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： +集热场内导热管线路径及廊应做统一规划.传热介质管 线及电缆宜沿路敷设。