槽式光热发电电站总体技术方案1 聚光系统1.1 聚光吸热系统的分层结构由28个反射镜面(RP)和3个吸热管(HCE)组成太阳能集收元件(SCE)，由12个SCE连接构成太阳能集收组合(SCA)，4个SCA组成一个回路(LOOP)，156个回路的集合构成太阳集热场区(SOF)。

1.2 聚光系统聚光系统是本工程的核心系统，由槽式抛物面反光镜跟踪装置构成。

跟踪方式通常采用一维跟踪，有南北、东西布置方式。

根据太阳能热发电站年上网电量应不低于1.2亿kW.h，太阳能转换为电能的平均效率不低于11%的要求，计算后的年平均效率，计算后需要50余万平米的反光镜集热面积。

即需要624个集热器，156个回路数。

(根据η总=年上网发电量/ 年直射辐射总量×反光镜总采光面积，集热场主要系统图见下图)。

1.3 设备的选型太阳能集热器组合(SCA)包括：镜面、背架、集热管(吸热系统章节进行详细阐述)、跟踪系统(包括：驱动、控制和传感器)。

(1) 反射镜面玻璃镜面的技术要求：4-5mm厚度，反射率93%，强度、刚性和耐老化符合25年使用要求，重量约11 kg/m²。

经过对国内镜面厂家的调研情况来看，目前各大镜面厂家都掌握镜面镀膜的生产技术，都在建设厂房，引进国外生产线，预计明年可实现量产。

以51.75万平方米的太阳能集热面积计算，玻璃镜面：559593m²。

各参数数据见下表：槽式抛物面聚光反射镜性能参数表(2) 聚光器槽式抛物面聚光器由钢结构支架及旋转动力源，聚光器跟踪控制和吸热管金属管活动接头组成。

聚光器跟踪控制采用DCS控制，下表为其具体性能参数。

槽式抛物面聚光器性能参数表(3) 集热管本项目，真空管技术参数见下表。

直通式真空吸热管性能参数表一般采用集热器(SCA)轴线南北线水平布置，由东向西跟踪太阳。

也有的集热器(SCA)轴线南北线以一定倾角(小于8°倾角)放置，由东向西跟踪太阳，未得到实际应用，仅处在概念设计或试验研究阶段；槽式集热器也有采用双轴跟踪的，但这种跟踪方式从经济角度考虑是不可行的。

综合考虑，本项目采用一维跟踪，南北布置方式。

跟踪控制，槽式聚光器采用水平轴南北向东西旋转跟踪太阳，每一组聚光器上都装有太阳传感器和控制器。

聚光器位置可以通过该控制器独立调节，对其他聚光器的正常运行不造成干涉。

回路末端的太阳能收集组合(SCA)通过一个管路来横跨连接。

冷的导热油从动力区流向低温总管(冷油管路)，然后流入平行回路中。

导热油在回路中被加热，然后流过高温总管(热油管路)流回到动力区。

槽型抛物面太阳集热区布局附图---太阳能集热场布置详图所示，(此处略)。

太阳集热区包括若干由4个太阳能集热组合(SCA)构成的回路(LOOP)。

每个集热组合(SCA)148.4米长，其太阳投射受光口宽度5.76米。

因此，每个回路的总太阳投射面积可达3318m²。

共156个回路。

整个电厂的布置采用集热器南北方向布置，太阳集热场采用梯型台阶形式，可以避免大的土石方工程量。

每个Loop单元布置示意如下图：S Nloop单元布置示意由于太阳集热场区域的不同变化，造成不同回路的入口和出口温度不同，本工程将太阳集热场本身分为几个独立不同的回路。

用于平衡大型集热场内的太阳辐射水平不均衡。

1.5 反光镜面各季节的清洗方案反光镜的清洗采用除盐水，本项目设清洗车2台，通过清洗车上的高压水枪对反光镜进行清洗。

春季，站址地风沙较大，需不定期清洗，用水量大，夏季，秋雨水多，冬季可用压缩空气吹扫，年消耗除盐水量经估算为一年5万吨。

2 吸热传热系统吸热传热系统主要有真空集热器(HCE)、回转接头和导热油(HTF)组成。

抛物型槽式聚光镜面将太阳光汇聚在焦线上，在聚焦面上安装管状集热器，以吸收聚焦后的太阳辐射能。

管内的流体(采用高温导热油)被加热后，流经油水换热器加热水产生过热蒸汽，然后用过热蒸汽来驱动蒸汽轮机发电。

槽式集热器对太阳进行一维跟踪，聚光比是在60-80之间，温度可达400℃。

集热管(HCE)由内部的不锈钢钢管和外层的玻璃管组成，在玻璃管和金属管之间抽真空，减少高温状态下的散热损失，不锈钢钢管的外表面镀有选择性吸收涂层(直射太阳光吸收比达到0.95，发射率：0.14，350℃时)，外层的玻璃管镀有减反膜，增加玻璃的透过率。

集热管性能参数见直通式真空吸热管性能参数表(见8-5页)导热油系统(HTF)回路由调速泵驱动，在运行中，HTF温度在太阳集热区出口为393℃(高温侧)，离开动力区换热器为296℃(低温侧)，离开热储能装置的导热油约为292℃。

HTF回路将热能通过换热器传给水-蒸汽系统。

每列换热器包括：预热器、蒸汽发生器、过热器和再热器。

正常运行情况下，热HTF被两列换热器分流，每一列换热器的流量都由电动调节阀门组来控制。

动力区的低温导热油进入太阳集热区集热回路，收集太阳能集热场热能，将收集到的热量通过高温导热油输入给蒸汽动力循环系统。

由于保证导热油成分稳定，需要设置辅助系统维持导热油回路和储能系统的正常工作。

导热油通过导热损耗处理系统将导热油中的低沸点和高沸点物质蒸馏。

为防止导热油低温凝结，在深夜或寒冷天气时启动太阳能集热场的循环泵或防凝泵保证导热油循环流动，必要时启动防凝加热装置对导热油进行防凝加热。

除膨胀罐外，部分管道和所有容器都需配备电子跟踪计和浸泡式加热器。

(所有导热油管道及容器均需要配备伴热系统。

)为防止导热油系统中介质氧化或燃烧，并稳定导热油压力，采用氮气来填充导热油罐。

当太阳集热区开始跟踪太阳时，导热油开始升温、体积膨胀，部分导热油膨胀至膨胀罐中，如果膨胀罐中的导热油液面高度达到其设计值，额外增加的量将溢出到两个溢流罐中；当太阳集热区收集到热量减少时，导热油开始降温、体积减少，膨胀罐内液面将下降；溢流回油泵将溢流罐中导热油输送至膨胀罐，以维持膨胀罐内有足够的导热油。

导热油是一种低熔点共晶混合物，包括约73.5% 的二苯醚和26.5%的联苯，在393℃时，密度约为704 kg/m³，比热约2.6 kJ/kg.K。

在12℃凝结，易燃且有毒，因此，在设计和运行时需要采取特别的措施，以防凝结、防火和防污染；在某些特殊情况下，导热油在工作温度接触到空气时可燃烧，温度超过100℃时，可以观察到氧化分解。

为防止这些情况发生，系统中设置了氮气保护系统。

太阳集热区分为4个子区域，由多个太阳能集热器组装(SCA)组成回路(LOOP)。

每个子区域在其出口处都设有一个电动调节阀组，用来调整不同子区域的流量平衡。

太阳能集热场的每个分区入口处设置温度、压力和流量计，出口设置温度和压力计。

为平衡太阳能集热场的不同回路的导热油母管压力降差异，在每个从冷母管到SCA回路的入口连接处安装电动调节阀。

在每个SCA回路，均需要安装泄压阀，以避免升温时超压。

由于其易燃性和微毒性，必要时，导热油必须释放到一个放油管内，再进入热的导热油母管。

太阳集热区运行时，安装10台导热油主循环泵，使导热油在太阳集热区内循环至主厂房区域。

所有主循环泵均配备变频装置。

导热油主循环泵年运行350天左右，日运行时间2到18个小时不等，折合到满负荷小时数为2700小时。

主循环泵运行根据集热场及天气变化负荷变化较大，并且大部分时间负荷较低。

在寒冷天气、太阳能集热场不运行时，启动防凝泵，将导热油输送至导热油防凝装置进行加热，防止导热油凝结。

防凝泵比主循环泵功率低，可以降低厂用电，本工程设置了2台100%容量的HTF防凝泵，一台运行，一台备用。

夜间储能模式运行时，太阳能集热场已经关闭，主导热油系统正常运行，为了保证太阳能集热场的低温导热油流动(以减少系统热量损失)，在太阳能集热场设置了一台太阳能集热场循环泵。

导热油通过热交换器把太阳热能转换成中温、高压蒸汽，本工程设置双列换热器，每列为设计最大流量的50%。

热交换器组包括过热器、蒸汽发生器和预热器、和再热器。

低温导热油通过母管分别进入两列换热器组，出口再次汇集成母管送至膨胀罐。

膨胀罐高位布置在6m层，以便可以倒灌导热油主循环泵。

溢流罐布置在膨胀罐的下方，溢流膨胀区域下方设置储油槽，当导热油罐不能容纳全部导热油时，储油槽可以容纳系统内全部导热油。

油槽内壁面涂阻油剂，同时设置清空池内导热油的排油泵。

氮气系统保证导热油罐、主循环泵密封和汽轮机设备提供保护气体和仪表用汽。

本工程氮气系统采用外购氮气瓶方案。

为降低导热油循环流动中低沸点分解物浓度的聚积，将混合氮气、降解气和蒸馏蒸汽不断或定期从膨胀罐排出。

同时将氮气注入，维持导热油循环系统内足够的系统压力。

为了保证导热油损耗罐内液位。

混合气体从膨胀罐进入损耗罐。

导热油蒸汽混合物大量凝结，重新回到导热油循环系统。

如果需要，第一级损罐中的导热油经空气冷却器冷却，再循环。

从第一级损耗罐出来后，残余混合气体经过空气冷凝器，降温后进入第二级损耗罐。

经过冷却，混合物内部的碳氢化合物，最大限度的凝结，收集到损耗排泄罐。

最终的残余气体被排放。

收集的废液体和排放气体的量取决于系统运行温度，以及夜间保护系统运行时导热油的运行温度。

为了降低导热油中高沸点降解产物的浓度，高沸点物在回收系统中可以去除。

因此，少量的高温导热油(约100 kg/h)经高温管道，从太阳能集热场流入到回收系统中。

高温导热油在常压回收闪蒸容器内立即蒸发，产生的导热油蒸汽进入第一损耗罐凝结后，再进入导热油系统循环。

剩余的未蒸发的高沸点物遗留在闪蒸器内，依靠重力收集。

导热油防凝装置用来加热导热油，以防止在较长的多云天气没有可用的太阳辐射时HTF出现凝结。

防凝装置通过控制空气/燃料比，以维持所需的HTF出口温度。

导热油防凝装置与防凝泵保证热导热油通过太阳集热场。

当太阳能集热场中的导热油温度低于50℃时，防凝泵开启；直到导热油系统脱离防凝结模式为止。

3 储热系统储能系统用来储存太阳集热场收集的没有被发电区用掉的多余能量。

储能系统可以延长日照时数以外太阳能发电厂的运行时数。

白天太阳辐射场收集的太阳能被储存在热能存储系统中，并在日落前后送出。

本工程选择了双储罐的储能系统，该系统已在加利福尼亚州Barstow的“太阳二号”项目和西班牙Guadix附近的Andasol电厂中得到成功示范应用。

储能介质采用无机硝酸盐混合物，因为这种盐有良好的结合密度(1880 kg/m³)，系统需要的总盐量约为16200t。

本工程熔盐储罐采用常压、碳钢、自支撑形式；储罐的直径约35米，高12米。

储罐的罐壁和罐顶分别采用石棉和硅酸钙块绝热，地基由水泥基础层、热绝缘板，泡沫玻璃和保温隔热耐火砖构成，周边的环墙的耐火砖支持重量的罐壁和罐顶。

空气通过地基上一组平行的冷却管，以维持储罐下方的土壤温度不超过80℃。