光熱電站蒸汽發生器（SGS）系統配置選擇

黃艷昆

摘要：蒸汽發生系統（SGS）用于將光場收集的熱量傳遞給高壓給水，產生過熱蒸汽驅動汽輪發電機組產生電能，其主要設備包括：過熱器、再熱器、蒸發器（含汽包）和預熱器，統稱蒸汽發生器（Steam Genarator System，SGS）。蒸汽發生器是光熱電站的重要設備之一，其配置方案影響整個蒸汽發生系統的設計、啟動運行的可靠性以及投資成本。本專題從單雙列SGS設計、設備本體設計和經濟性等方便進行對比分析。

關鍵詞：光熱電站;蒸汽發生器;系統配置

1單列SGS與雙列SGS系統設計對比

對于單列（100%）SGS系統，熔鹽側高溫熔鹽565℃并聯進入過熱器和再熱器，匯合后再進入蒸發器和預熱器，完成換熱的熔鹽溫度降至約290℃返回冷鹽罐;汽水側從發電單元來的給水以250℃的溫度進入蒸汽發生器（除再熱器），與565℃高溫熔鹽換熱，生成過熱蒸汽（主蒸汽）進入汽輪機做功。高壓缸排出的冷再熱蒸汽，進入再熱器與高溫熔鹽換熱，生成熱再熱蒸汽再次進入汽輪機做功發電。

對于雙列（2×50%）SGS系統，熔鹽側高溫熔鹽565℃并聯進入A列的過熱器A和再熱器A、以及B列的過熱器B和再熱器B，經過過熱器和再熱器的熔鹽匯合后，進入各列蒸發器后經預熱器完成換熱，完成換熱后的熔鹽需獨立返回冷鹽罐;汽水側從常規島來的給水以約250℃的溫度并聯進入蒸汽發生器A/B列（除再熱器），與565℃高溫熔鹽換熱，過熱器A/B出口過熱蒸汽匯合后進入汽輪機做功。高壓缸排出的冷再熱蒸汽，并聯進入再熱器A/B與高溫熔鹽換熱，產生過熱蒸汽（再熱蒸汽）匯合后再次進入汽輪機做功發電。

雙列SGS系統存在熔鹽、水流量分配控制問題，過熱器（再熱器）A、B出口蒸汽溫度同步控制等問題，對整個SGS系統控制要求高，較單列更為復雜。但優勢在于，任意一臺設備故障，只需切除故障列SGS，機組可維持50%負荷運行，無需停機，但前提是需要設置完備的汽水側及熔鹽側隔離閥。單列SGS工藝系統簡單、控制簡單，但當任意一臺設備（除再熱器）故障，將需要停機檢修。

2蒸汽發生器設備設計

蒸汽發生器是一組換熱器，用于將高溫熔鹽熱量傳遞給水/蒸汽，產生高品質蒸汽。就換熱器本身而言，是一種常見的、成熟的工業過程設備，但高溫熔鹽的特殊物性及太陽能運行工況的特殊性賦予了蒸汽發生器新的特性。蒸汽發生器的合理設計、選材、選型和制造對整個光熱電站有著非常重要的意義。目前，蒸汽發生器的主流設計結構均選用管殼式換熱器，因為管殼式換熱器具有結構簡單，操作可靠，材料適應性廣，能在高溫、高壓下使用等優勢，但具體型式依據換熱器的運行壓力、溫度、介質特性等有所不同。如過熱器和再熱器進出口蒸汽溫差較大，約230℃，通常選用U管U殼式換熱器（即發卡式）;蒸發器中介質存在相變，從水動力角度將，通常選用汽包式或釜式，從蒸發器設備結構來講可采用U管直殼，也有采用U管U殼設計，蛇形管，立式或臥式均有，就目前國內市場上，U管直殼汽包式較為普遍;預熱器為熔鹽與水換熱，通常選用U管直殼式換熱器或U管U殼式。杭州鍋爐集團有限公司為本工程提供的過熱器和再熱器均為發卡式，蒸發器為帶汽包的臥式管殼式換熱器，預熱器為U管直殼式換熱器。杭州鍋爐集團有限公司表示對于50MW光熱工程，單列（100%）或雙列（2×50%）蒸汽發生器設備設計能力和制造技術難度是一樣的，均可以保證其運行安全性。

3關于自然循環和強制循環選擇

對于熔鹽蒸汽發生器，從結構形似可以分為：集箱式蒸發器和U 形管殼式蒸發器。

集箱式蒸發器即進、出口集箱上分別連接換熱管。集箱式蒸發器為了解決膨脹的問題，換熱管通常為蛇形管。換熱管為蛇形管設計中，若熔鹽走管側，復雜的蛇形管設計不利于停機疏鹽，影響到系統的安全運行，故該結構不適用。

若集箱式蒸發器采用水及蒸汽走管側，需強制循環泵以增加汽水循環的動力，且蛇形管的長度較長，汽水阻力大，需要強制循環泵提供驅動力。但目前高溫循環泵使用業績少，成本高，穩定性和可靠性偏低，這樣一來采用強制循環泵，一方面增大設備投資、另一方面增加廠用電、還影響到蒸發器工作的可靠性。

U 形管殼式蒸發器，有立式和臥式布置2 種方式。采用立式布置，蒸發器的高度通常會達到甚至超過15 米，這樣會給蒸汽發生系統平臺的布置帶來挑戰，同時立式布置的支撐復雜，穩定性也低于臥式布置;立式布置的管殼式蒸發器，在頂部有通氣閥布置的前提下，會使疏鹽加快，但若沒有通氣閥，在疏鹽過程也可能會導致負壓阻塞。;立式布置的管殼式蒸發器需采用浮頭式或固定管板+殼體膨脹節的結構形式。浮頭式換熱器相對其他換熱器增加了浮頭側泄漏點，固定管板+殼體膨脹節的換熱器則膨脹節在高溫且頻繁變動的結構中運用不合適。

對于臥式、U 型管束、管殼式布置的蒸發器，通過給水下降管、汽水聯通管與上部的汽包連接成一個整體。蒸發器內完成給水的蒸發過程，并在汽包內完成汽水分離，汽包內保持一定的液位還可以增加系統的安全性及穩定性。

U 形管殼式蒸發器同樣也分為管內和管外蒸發兩種形式。若采用管內蒸發則有效的解決管板的溫差問題，使整個管板處于同一金屬溫度，運行穩定。但是管內蒸發需考慮汽水側阻力，采用強制循環則面臨循環泵選型困難的問題。海西光熱項目即采用此種方案（仿照NOORIII項目），強制循環泵故障多，可靠性差，建議在后續項目中采用自然循環方式。若采用管外蒸發，則熔鹽走管內，而管板的金屬溫度由管內的介質溫度決定，介質進、出溫差大則導致管板在U 形管的進口端和出口端溫差大，不利于管子與管板的焊縫質量。目前國內廠家可以做到綜合以上兩種型式的優點，管內蒸發+自然循環方式，并且建議后續項目也采用此種方案。

4結論

通過以上對50MW光熱電站蒸汽發生器的分析，以及單列SGS和雙列SGS的技術比較，得出以下結論：

（1）單列SGS和雙列SGS的制造工藝都是可行的。

（2）最重要的，從運維角度考慮，由于單列熔鹽管道、給水管道和蒸汽管道均為單路，相對雙列SGS，系統簡單，運行控制較方便。

（3）采用自然循環管內蒸發方案。

綜上所述，從工程設計及電站運維角度，結合近期國際上幾個塔式熔鹽電站的設計理念，建議采用100%容量的單列SGS，自然循環管內蒸發方案方案。