光热电站蒸汽发生器（SGS）系统配置选择

黄艳昆

摘要：蒸汽发生系统（SGS）用于将光场收集的热量传递给高压给水，产生过热蒸汽驱动汽轮发电机组产生电能，其主要设备包括：过热器、再热器、蒸发器（含汽包）和预热器，统称蒸汽发生器（Steam Genarator System，SGS）。蒸汽发生器是光热电站的重要设备之一，其配置方案影响整个蒸汽发生系统的设计、启动运行的可靠性以及投资成本。本专题从单双列SGS设计、设备本体设计和经济性等方便进行对比分析。

关键词：光热电站;蒸汽发生器;系统配置

1单列SGS与双列SGS系统设计对比

对于单列（100%）SGS系统，熔盐侧高温熔盐565℃并联进入过热器和再热器，汇合后再进入蒸发器和预热器，完成换热的熔盐温度降至约290℃返回冷盐罐;汽水侧从发电单元来的给水以250℃的温度进入蒸汽发生器（除再热器），与565℃高温熔盐换热，生成过热蒸汽（主蒸汽）进入汽轮机做功。高压缸排出的冷再热蒸汽，进入再热器与高温熔盐换热，生成热再热蒸汽再次进入汽轮机做功发电。

对于双列（2×50%）SGS系统，熔盐侧高温熔盐565℃并联进入A列的过热器A和再热器A、以及B列的过热器B和再热器B，经过过热器和再热器的熔盐汇合后，进入各列蒸发器后经预热器完成换热，完成换热后的熔盐需独立返回冷盐罐;汽水侧从常规岛来的给水以约250℃的温度并联进入蒸汽发生器A/B列（除再热器），与565℃高温熔盐换热，过热器A/B出口过热蒸汽汇合后进入汽轮机做功。高压缸排出的冷再热蒸汽，并联进入再热器A/B与高温熔盐换热，产生过热蒸汽（再热蒸汽）汇合后再次进入汽輪机做功发电。

双列SGS系统存在熔盐、水流量分配控制问题，过热器（再热器）A、B出口蒸汽温度同步控制等问题，对整个SGS系统控制要求高，较单列更为复杂。但优势在于，任意一台设备故障，只需切除故障列SGS，机组可维持50%负荷运行，无需停机，但前提是需要设置完备的汽水侧及熔盐侧隔离阀。单列SGS工艺系统简单、控制简单，但当任意一台设备（除再热器）故障，将需要停机检修。

2蒸汽发生器设备设计

蒸汽发生器是一组换热器，用于将高温熔盐热量传递给水/蒸汽，产生高品质蒸汽。就换热器本身而言，是一种常见的、成熟的工业过程设备，但高温熔盐的特殊物性及太阳能运行工况的特殊性赋予了蒸汽发生器新的特性。蒸汽发生器的合理设计、选材、选型和制造对整个光热电站有着非常重要的意义。目前，蒸汽发生器的主流设计结构均选用管壳式换热器，因为管壳式换热器具有结构简单，操作可靠，材料适应性广，能在高温、高压下使用等优势，但具体型式依据换热器的运行压力、温度、介质特性等有所不同。如过热器和再热器进出口蒸汽温差较大，约230℃，通常选用U管U壳式换热器（即发卡式）;蒸发器中介质存在相变，从水动力角度将，通常选用汽包式或釜式，从蒸发器设备结构来讲可采用U管直壳，也有采用U管U壳设计，蛇形管，立式或卧式均有，就目前国内市场上，U管直壳汽包式较为普遍;预热器为熔盐与水换热，通常选用U管直壳式换热器或U管U壳式。杭州锅炉集团有限公司为本工程提供的过热器和再热器均为发卡式，蒸发器为带汽包的卧式管壳式换热器，预热器为U管直壳式换热器。杭州锅炉集团有限公司表示对于50MW光热工程，单列（100%）或双列（2×50%）蒸汽发生器设备设计能力和制造技术难度是一样的，均可以保证其运行安全性。

3关于自然循环和强制循环选择

对于熔盐蒸汽发生器，从结构形似可以分为：集箱式蒸发器和U 形管壳式蒸发器。

集箱式蒸发器即进、出口集箱上分别连接换热管。集箱式蒸发器为了解决膨胀的问题，换热管通常为蛇形管。换热管为蛇形管设计中，若熔盐走管侧，复杂的蛇形管设计不利于停机疏盐，影响到系统的安全运行，故该结构不适用。

若集箱式蒸发器采用水及蒸汽走管侧，需强制循环泵以增加汽水循环的动力，且蛇形管的长度较长，汽水阻力大，需要强制循环泵提供驱动力。但目前高温循环泵使用业绩少，成本高，稳定性和可靠性偏低，这样一来采用强制循环泵，一方面增大设备投资、另一方面增加厂用电、还影响到蒸发器工作的可靠性。

U 形管壳式蒸发器，有立式和卧式布置2 种方式。采用立式布置，蒸发器的高度通常会达到甚至超过15 米，这样会给蒸汽发生系统平台的布置带来挑战，同时立式布置的支撑复杂，稳定性也低于卧式布置;立式布置的管壳式蒸发器，在顶部有通气阀布置的前提下，会使疏盐加快，但若没有通气阀，在疏盐过程也可能会导致负压阻塞。;立式布置的管壳式蒸发器需采用浮头式或固定管板+壳体膨胀节的结构形式。浮头式换热器相对其他换热器增加了浮头侧泄漏点，固定管板+壳体膨胀节的换热器则膨胀节在高温且频繁变动的结构中运用不合适。

对于卧式、U 型管束、管壳式布置的蒸发器，通过给水下降管、汽水联通管与上部的汽包连接成一个整体。蒸发器内完成给水的蒸发过程，并在汽包内完成汽水分离，汽包内保持一定的液位还可以增加系统的安全性及稳定性。

U 形管壳式蒸发器同样也分为管内和管外蒸发两种形式。若采用管内蒸发则有效的解决管板的温差问题，使整个管板处于同一金属温度，运行稳定。但是管内蒸发需考虑汽水侧阻力，采用强制循环则面临循环泵选型困难的问题。海西光热项目即采用此种方案（仿照NOORIII项目），强制循环泵故障多，可靠性差，建议在后续项目中采用自然循环方式。若采用管外蒸发，则熔盐走管内，而管板的金属温度由管内的介质温度决定，介质进、出温差大则导致管板在U 形管的进口端和出口端温差大，不利于管子与管板的焊缝质量。目前国内厂家可以做到综合以上两种型式的优点，管内蒸发+自然循环方式，并且建议后续项目也采用此种方案。

4结论

通过以上对50MW光热电站蒸汽发生器的分析，以及单列SGS和双列SGS的技术比较，得出以下结论：

（1）单列SGS和双列SGS的制造工艺都是可行的。

（2）最重要的，从运维角度考虑，由于单列熔盐管道、给水管道和蒸汽管道均为单路，相对双列SGS，系统简单，运行控制较方便。

（3）采用自然循环管内蒸发方案。

综上所述，从工程设计及电站运维角度，结合近期国际上几个塔式熔盐电站的设计理念，建议采用100%容量的单列SGS，自然循环管内蒸发方案方案。

科技研究2021年18期