甘肃10兆瓦熔盐塔式光热发电项目环境影响报告书.doc

1、工程概况1.1基本情况建设项目名称：敦煌首航节能新能源有限公司10兆瓦熔盐塔式光热发电项目建设性质：新建建设地点：本项目厂址位于甘肃省敦煌市七里镇以西的光电产业园区，距敦煌市区18km。场址范围坐标为：东经92°1395°30，北纬39°5341°35，站址南侧为215国道。敦煌火车站、机场均位于距市区城东，南可进青海、西北能通新疆，交通便利。总体地势呈南西高、东北低，无冲沟发育，地势平坦开阔。组织机构及劳动定员项目建成后，需要配置生产运营人员为40人，其中管理人员4人、工程技术人员16人、技师16人、其它办公及后勤人员4人。生产制度本项目实行365天工作日，主要生产岗位实行三班制；辅助生产岗位为两班制；管理人员实行白班兼职制；其他人员为白班制（必要时兼值班）。项目投资本项目总投资为40000万元，其中土建投资3288万元。资金全部自筹。建设进度项目计划于2014年3月开工建设（现场施工准备工作启动），2015年7月建成投产，建设总工期17个月。1.2建设内容本项目主要由主体工程、辅助工程、并网工程、公用工程、环保工程以及生活服务设施六部分组成，建筑总面积2587m2。主要工程内容见表1-1。1.3建设规模及发电量本项目建设规模为10MW熔盐塔式太阳能热发电电站，选用1台10MW高效凝汽式汽轮发电机组，直接空冷。项目建成后年利用小时5250小时，折算成满负荷发电，机组的年利用小时数可达4725小时，年发电量约52500MW.h。表1-1 项目组成一览表序号名称主要内容备注1主体工程塔式太阳能集热系统：定日镜光场、熔盐吸热器系统、储热系统、蒸汽发生系统和伴热系统生产区发电系统2辅助工程除盐水生产系统、循环水冷却水系统、空冷系统生产区压缩空气系统、氮气系统、空调系统等设备维护修理辅助配套工程组装生产区3公用工程供水工程：工业用水由党河水库统一供水，生活用水由光电产业园区行政服务中心统一供水，厂内设2座800m3生产储水池。供、配电系统：厂用电系统电压采用6kV、380/220V 两级电压。主厂房设高压厂用电配电装置金属中置式手车开关柜及两台容量为1600kVA 汽机房变压器； 生产区供热工程：全厂各厂房的采暖及生活区采暖均为空调消防系统：采用消火栓消防系统和自动喷水灭火消防系统合并的消防给水系统，并设置消防站。生产区4并网工程新建110kV升压站一座，发电厂单回110kV 出线接入月牙泉330kV 变电站，月牙泉330kV 变扩建110kv间隔一个，输送线路约为9km。生产区5环保工程采用清洁能源；除盐水系统浓水利用化学水处理系统处理后回用；冷却塔排污水经处理后全部回用；生活污水采用一体化装置处理；绿化6生活区本项目生活服务区设在镜场中心位置生活区1.4项目占地及总平面布置工程建设总占地120hm2，其中永久占地119.65hm2；临时占地0.35hm2，占地类型全部为裸地（荒漠戈壁）。项目占地情况详见表1-2。1.5项目主要建（构）筑物本项目主要建（构）筑物见表1-3。1.6主要原料消耗本项目生产主要原料为熔盐，熔盐作为传热工质需要现场制备，正常情况下集热场所需工质一次制备完毕，并循环运行，仅在运行过程中有少量补充，原料基本是一次购足，初始启动时基本用完，不需储存过多的储量。熔盐主要成分及性状本项目所用熔盐为混合型熔盐，其组成成分及性状情况见表1-4。表1-2 工程占地面积表 占地性质项 目占地类型数量（hm2）备注永久占地定日镜场及围栏内空地区裸地（荒漠戈壁）106.171750个10m×10m铁艺网围栏裸地（荒漠戈壁）0.21围栏总长4150m，宽0.5m，其中管理设施区围栏长630m。电缆沟裸地（荒漠戈壁）0.03400m长，宽0.8m组装生产区裸地（荒漠戈壁）0.80生产供水管线裸地（荒漠戈壁）0.90总长450m，宽2m。生产区管理设施区裸地（荒漠戈壁）3.14生活区裸地（荒漠戈壁）0.80进场道路裸地（荒漠戈壁）0.40长400m,宽6m为混凝土道路,两侧各2m绿化带。定日镜清洁带裸地（荒漠戈壁）4.80长16km，宽2.5m场内道路裸地（荒漠戈壁）2.4长6000m，宽4m。小计119.65临时占地围栏外侧施工扰动裸地（荒漠戈壁）0.35围栏长3520，外围外扩1m扰动。小计0.35合计120.00表1-3 主要建（构）筑物一览表序号建（构）筑物名称建筑面积（m2）结构形式1汽机房792混凝土排架，钢结构屋面2循环水及综合水泵房280混凝土框架3行政和生产综合楼375混凝土框架4餐厅及宿舍120混凝土框架5材料库及镜场组装车间510混凝土框架6办公楼510混凝土框架总计2587表1-4 熔盐组分及性状熔盐名称主要组分性状成分及比例成分及比例颜色形态混合硝酸盐NaNO3 60%KNO3 40%白色固体粉末熔盐性质熔盐是指盐类熔化形成的熔体，是由阳离子和阴离子组成的离子熔体。能构成熔盐的阳离子有80余种，阴离子有30余种，组合成的熔盐可达2400余种。由于金属阳离子可有几种不同的价态，阴离子还可组成不同的络合阴离子，实际上熔盐的数目将超过2400种。 为满足太阳能高温传热，储热的要求，一些新型的高温熔盐具有较好的热稳定性，是一种理想的高温热载体。目前国内主要有二元混合硝酸盐（60% KNO3。40%NaNO3）以及三元混合硝酸盐（53% KNO3。7% NaNO3。40% NaNO2），这些混合熔盐的使用温度范围广泛、低蒸气压、大热容量、低粘度、熔点低、传热效率高、传热稳定、使用温度可以精确控制，特别适合大规模的热转换和热传递，可替代蒸气和导热油，是优良的传热介质。一般来说高温熔盐的分解温度在600以上，本项目采用的混合熔盐为610。熔盐耗量根据本项目集热场规模，熔盐一次用量为4600t。熔盐储存及储量熔盐一次购足4600t，集热系统启动时用量为4500t，剩余100t为KNO3和NaNO3各为50t作为备用，以供集热系统补充。熔盐为袋装形式，储存在封闭的库房内。1.7辅助工程除盐水生产系统除盐水生产系统的功能是将原水经化学除盐处理后，为集热系统、储热换热系统及熔盐制备系统和发电系统的所有回路供应除盐水。冷却系统本工程主机采用直接空冷方案，辅机采用冷却水循环系统，冷却设备包括冷油器、发电机空冷器等。1.8公用工程水源项目区生活用水由园区供水管网统一供水，园区供水管网已由园区管委会统一建设，目前正在敷设中，2014年4月左右供水管网敷设至项目区边界，本项目新修供水管总长400m，接至本项目水泵房。管沟开挖宽度1m，埋深1.50m。厂区工业用水由党河水库统一供水，厂区设置2座容积为800m3兼有沉淀作用的蓄水池2座，通过储水池向各用水单位供水，生产用水管网已由园区管委会统一建设，目前正在敷设中，2014年4月左右供水管网敷设至项目区边界，需新修供水管总长400m。管沟开挖宽度2m，埋深1.50m。供水方式厂区设置2个容积为800m3兼有沉淀作用的蓄水池，总蓄水量为1600m3 ，通过储水池向各用水单位供水。除盐水给水系统除盐水给水系统流程为：厂外补给水管道厂区蓄水兼初沉池 除盐水处理系统。管道采用DN100焊接钢管。循环水给水系统循环冷却水流程为：冷却塔集水池循环水泵吸水池循环水泵循环水压力供水管辅机冷却水系统冷却塔循环水压力排水管冷却塔集水池。循环水量为300 m3/h。生活水给水系统厂区采取独立的生活给水系统， 园区供水系统输送给各用水单元。消防水系统消防给水系统供水设施设置在综合水泵房内，安装1台100%容量由电动机驱动的消防水泵（变频控制）为工作泵。消防给水系统采用1 套气压罐变频控制系统，用于稳定消防系统管网的流量和压力。本项目设置2座800m3 蓄水池，专门为消防用水，以保证全厂最大一次消防用水量300m3/2小时。用水量本项目生产、生活共用新水量为11.853m3/h，其中生产用新水为11.67m3/h（5.514万m3/a），主要为除盐水系统用水。年生活用水量为0.183m3/h （5.514万m3/a）。生产用水按4725小时核算，生活用水按365天核算。 太阳能换热器额定连续蒸发量为43.64 m3/h，汽轮机为高温高压凝汽式汽轮机，额定凝结水量为37.22m3/h，则机组补除盐水量为6.42 m3/h。整个除盐水系统回收率为55%，则除盐水系统用新鲜水为11.67 m3/h。冷却塔补水采用回用水，根据工业循环水冷却设计规范（GB/T50102-2003）本项目冷却塔蒸发损失水率为1.2%，冷却塔风吹损失水率为0.1%，冷却塔排污量为1.5m3/h，则冷却塔采用回用水5.4 m3/h；镜面冲洗水采用回用水，回用水量1.11 m3/h。根据甘肃省行业用水定额（修订本），生活用水以每人每天110L计，项目定员40人，生活用水约0.183m3/h。生产、生活用新水情况见表1-5。表1-5 项目生产、生活用新水一览表序号用水单位用水量（m3/h）备注1除盐水系统用水11.672生活用水0.1833合计11.8531.9排水厂区内排水系统采用雨水、生活污水和工业废水分流系统。雨水系统在厂区内及其周边设置排水沟将雨水导出厂区外，依重力渗透返入地下。工业废水系统项目工业废水主要来自除盐水系统排污水、冷却塔排污水、主厂房杂用水以及镜面冲洗水。除盐水系统排污水5.25 m3/h经化学水处理设备处理后回用于镜面冲洗1.11m3/h和冷却塔补水4.07m3/h。冷却塔排污水经一级反渗透处理后淡水1.12m3/h回用于冷却塔补水，反渗透浓水0.28m3/h经浓水反渗透装置再次处理，淡水0.21m3/h回用于冷却塔补水，浓水0.07m3/h排入蒸发池自然蒸发。主厂房杂用水0.08m3/h经油水分离器处理后蒸发消耗。镜面冲洗水1.11m3/h蒸发消耗。（3）生活污水系统生活区的生活污水0.146m3/h经污水管道汇集至地埋式一体化污水处理装置，处理达标后用于绿化或降尘。1.10供暖根据目前建筑和总图专业的数据，厂区采暖建筑面积约1515m2；采用空调供暖。1.11总体工程进度本项目计划建设总工期17个月。工程计划于2014年3月开始施工准备，2015年7月完工，建设总工期17个月。1.12环境敏感点经拟建项目厂址区及评价范围区域现场调查，主要环境敏感点为项目东侧的敦煌古城。具体敏感点调查统计见表1-6。表1-6 主要环境敏感点统计表序号名称与工程位置关系环境特征1敦煌古城东侧约8km国家AAA景区2园区地下水/2、工程分析2.1太阳能热简介及与光伏发电的区别2.1.1太阳能热简介太阳能热发电也叫聚焦型太阳能热发电，是通过光-热-功的转化过程实现发电的一种太阳能发电技术形式。通过大量反射镜以聚焦的方式将太阳能直射光聚集起来，加热水产生高温高压的蒸汽，用蒸汽驱动汽轮机发电。太阳热能通过加热蒸汽带动发电机发电，其基本组成与常规发电设备类似，但其根本区别在于热蒸汽的产生方式上。太阳能热发电的概念早在19 世纪就已经提出，自从1878 年在巴黎建立了第一个小型点聚焦太阳能热交换式蒸汽机以来，能源领域专家从各个方面对太阳能热发电技术展开探讨，尤其是20世纪80年代以来，美国、意大利、法国、前苏联、西班牙、日本、澳大利亚、德国、以色列等国相继建立起各种不同类型的试验示范装置和商业化运行装置，促进了太阳能热发电技术的发展和商业化的进程。据不完全统计，仅在19811991 年10年间，全世界就组建了20 多座500kW 以上的太阳能热发电系统。近些年来，能源价格持续上涨，特别是对全球气候变化的担忧，促使许多国家开始对太阳能热发电寄予希望，正是这些因素促使太阳能热发电技术在国际范围内得到迅速发展。我国太阳能热发电技术的研究开发工作开始于70年代末，近年来更是有了飞跃式的发展。2012年11月亚洲首个兆瓦级塔式太阳能热发电站中科院八达岭太阳能热发电实验电站在延庆县建成发电，总装机容量为1MW。该实验电站的成功也标志着我国成为继美国、德国、西班牙之后，世界上第四个掌握集成大型太阳能热发电站相关技术的国家。内蒙古鄂尔多斯太阳能热发电特许权项目即将开工，2013年7月青海中控德令哈50MW塔式太阳能热发电站一期10MW工程顺利并入青海电网发电，标志着我国自主研发的太阳能光热发电技术向商业化运行迈出了坚实步伐，为我国建设并发展大规模应用的商业化太阳能热电站提供了强力的技术支撑与示范引领。2.1.2太阳能热与光伏发电的区别太阳能光热发电是将光能转变为热能，然后再通过传统的热力循环做功发电的技术。而光伏发电是由光子使电子跃迁，形成电位差，光能直接就转变为电能。因此，光伏发电产生的是直流电，而太阳能光热发电产生的是和传统的火电一样的交流电，与传统发电方式和现有电网的匹配性更好。太阳能热与光伏发电的区别见表2-1所示。表2-1 太阳能热与光伏发电的区别光热发电光伏发电发电原理利用太阳光中的热能转化为动能并使用汽轮机进一步转化为电能实现发电的过程。利用太阳光中的的可见光形成光电子，使用半导体吸附并形成电流从而实现发电的过程。可利用太阳能资源30%60%年发电小时数储能：4000-5000不储能：1000-20001000-2000占地面积（m2/MW）35-4025-30转换效率12%-25%10%-20%应用范围由于其与火力发电有着共性，同样适合集中式大规模发电使用小规模，分布式发电储能系统通过一些介质等材料进行热储存，使用寿命长，损耗小。使用电池进行电能储存，使用寿命短，损耗大。全球技术水平技术已相对成熟技术成熟应用，可能有新的技术突破优势储热成本低且效率高，年发电小时数长，与其他热发电可有效契合。技术产和业已相对成熟劣势对地理条件要求较高生产和维护过程中存在污染，且稳定性有待提高2.2项目工艺技术方案比选2.2.1太阳能热发电技术选定太阳能热发电技术是指通过集热装置将太阳光聚集并将其转化为载热介质的高温热能，然后通过常规的涡轮机械或其它发电技术将其转换成电能的技术。这种聚焦式太阳能热发电系统又统称为CSP（Concentrating Solar Power）系统。目前国际范围内，太阳能热发电技术根据集热器类型的不同主要分为四类。塔式太阳能热发电技术及特点塔式太阳能热发电系统主要由定日镜系统、吸热与热能传递系统、发电系统三部分组成。定日镜系统实现对太阳的实时跟踪，并将太阳光反射到吸热器。位于高塔上的吸热器吸收由定日镜系统反射来的高热流密度辐射能，并将其转化为工作流体的高温热能。高温工作流体通过管道传递到位于地面的蒸汽发生器，产生高压过热蒸汽，推动常规汽轮机发电。由于使用了高塔聚焦，典型的塔式太阳能热发电系统可以实现2001000 以上的聚焦比，投射到塔顶吸热器的平均热流密度可达3001000kW/，工作温度高达1000以上，电站规模达200MW 以上。槽式太阳能热发电技术及特点槽式太阳能热发电系统通过一定数量的槽式集热器将吸收的太阳能转化为高温蒸汽的热能，并最终通过汽轮发电机转化为电能。槽式集热器的聚光反射镜从几何上看是将抛物线平移而形成的槽式抛物面，它将太阳光聚焦在一条线上。在这条线上安装有管状集热器，以吸收聚焦后的太阳辐射能。因此槽式聚焦方式亦称为线聚焦。槽式抛物面一般依其焦线按南北方向布置，因此其定日跟踪只需一维东西方向跟踪。碟式太阳能热发电技术及特点碟式太阳能热发电系统一般由旋转抛物面反射镜、吸热器、跟踪装置以及热功转换装置等组成。碟式反射镜可以是一整块抛物面，也可由聚焦于同一点的多块反射镜组成，因此碟式聚焦方式亦称为点聚焦。整个碟式发电系统安装于一个双轴跟踪支撑装置上，实现定日跟踪，连续发电。碟式系统的吸热器一般为腔式，与斯特林发电机相连，构成一个紧凑的吸热、做功、发电装置。由于聚焦比大，工作温度高，碟式系统的发电效率高达30%，高于塔式和槽式。菲涅耳式太阳能热发电技术及特点菲涅耳（Fresnel）式太阳能热发电技术是由澳大利亚悉尼大学科学家提出的一种利用线性菲涅尔反射聚光集热器，将太阳能收集，产生高温高压蒸汽从而推动汽轮发电机发电的技术。本技术知识产权由Austra公司所有，Areva公司2010年2月全资收购该公司。菲涅耳式太阳能热发电技术目前在技术示范阶段，在澳大利亚的火电站中有利用，用于提高给水温度。但是，该技术目前面临三大难题，如：两相流问题、蓄热问题，以及高温高压问题，现阶段相关工程较少。以上四种集热装置形式见图2-1，原理见图2-2。太阳能热发电技术选择塔式技术最大优点是，塔式技术的聚光比高，系统运行温度高，系统效率高；塔式电站的管道回路短，约600m；因此将选用塔式技术。在塔式技术中，熔盐塔式太阳能热电与其他传热流体的塔式技术的最大优势有：运行温度高，提高系统转化效率；储热成本低，熔盐既是传热流体也是储热介质；熔盐的显热温差大，可以更多的储存热量，可以维持电站24小时运行；本项目将选用熔盐塔式太阳能热发电技术，带15h的储热系统，满足电站在典型气象条件下达到24小时额定出力。 槽式太阳能热发电集热器 碟式太阳能热发电集热器 塔式太阳能热发电集热器 菲涅耳式阳能热发电集热器图2-1 太阳能热发电集热器图以上四种集热装置发电站原理见图2-2 槽式太阳能热发电原理示意图 碟式太阳能热发电站原理图 熔盐塔式发电站原理图 菲涅尔式太阳能热发电站原理图图2-2 太阳能热发电原理图2.2.2发电系统工艺的选定 发电系统回路选定塔式太阳能热发电系统根据蒸汽的生产方式不同分为单回路热发电系统和两（双）回路热发电系统。单回路热发电系统是以水作为传热工质在各个分散的聚光集热器中被直接加热成蒸汽，汇聚起来推动汽轮机做功，因此单回路热发电系统又称为蒸汽直接产生系统（简称DSG：Direct Steam Generating）。此工艺不设换热系统，由于减少了中间换热子系统，可提高系统的转换效率，从而也减少了这部分的建设费用。该热发电技术的应用主要遇到三大问题：两相流问题、蓄热问题和高温高压问题。两回路热发电系统是指一回路为传热工质吸热回路，二回路为水蒸汽回路。传热工质在各个分散的聚光集热器中被加热汇聚到热交换器，通过换热器把热量传递给循环回路中的给水，产生过热蒸汽，过热蒸汽经汽轮机发电系统将热能转化为动能，并产生电能。传热工质在换热系统放热后继续进入集热场，完成一回路循环；过热蒸汽经汽轮机做功后被凝汽器冷凝成水，回到换热器内循环使用，完成二回路循环。单回路热发电系统是在高温、高压下工作，整个系统要严格按照高温、高压标准设计，而双回路系统的工作压力较低，一般在1.5MPa，无高压危险。鉴于单回路热发电系统与两回路热发电系统的技术风险分析，本方案选用两回路热发电系统。传热介质选择两回路热发电系统根据集热场载热传热介质（Heat Transfer Fluid 简称HTF）的不同主要分为三种：熔盐、水/蒸汽、空气/压缩空气。熔盐其主要成分是NaNO3和KNO3。290的冷熔盐从冷储热罐中抽出至位于塔顶的吸热器，被加热到565，然后借重力回到热熔盐储热罐中，再由热盐泵抽出经过蒸汽发生器系统而产生高温高压蒸汽来驱动汽轮机发电系统发电。水工质塔式热发电技术给水将直接被泵到塔顶的吸热器上，在吸热器里直接被加热蒸发产生饱和蒸汽，驱动汽轮发电机系统发电；或是在塔顶添加另一个过热蒸汽吸热器，将高压蒸汽过热后再驱动汽轮发电机系统发电。空气塔式热发电技术可以分为开路和闭路两种系统。开路系统的空气出口温度一般是600800；而闭路系统的空气出口温度可超过1000。以空气作为传热流体有工作温度高，运行维护简单，空气取用方便等优点；与水工质塔式热发电一样，储热系统是此技术的难点； 塔式太阳能热电在今后几年将占有聚光太阳能热发电的主要市场。因为塔式技术的运行温度高，能提高整个系统的循环效率；当熔盐作为导热和储热介质，可以大大降低储热成本。2.2.3汽轮机配置方案选定本工程规划总容量为100MW，本期建1×10MW，拟选用10MW高温高压、纯凝空冷式汽轮发电机组。由于机组容量偏小，带再热机组的热耗与不带再热机组的热耗值减少不大，经济性提高不明显，且增加了设备制造难道及制造成本，故主机暂不考虑再热机组。2.3塔式太阳能发电系统技术方案本项目选用技术相对成熟的塔式太阳能热发电技术，选用两回路热发电系统，采用熔盐作为一回路的载热传热介质和蓄热介质，高温的熔盐通过换热系统产生高品质的蒸汽推动汽轮发电机组做功发电，带15h的储热系统，使电站在辐射条件好的情况达到24小时输出电量。塔式太阳能热发电系统主要由太阳集热系统和发电系统二部分组成。2.3.1太阳集热系统太阳集热系统主要包括五个子系统，即：定日镜光场、熔盐吸热器系统、储热系统、蒸汽发生系统和伴热系统。定日镜光场本方案选取的定日镜光场规模由1750面按一定方式排列的定日镜组成的，每个定日镜通过绕双轴转动跟踪太阳。项目的设计点电功率为10MW，带15h储热系统，太阳倍数约为2.8，光场热功率为100MWh（太阳倍数是吸热器的最大功率与汽轮的热功率的比值），最大年发电小时为5250h。光场集热面积总反射面积约175000m2，配套吸热塔高度为115m.。考虑储热及工艺发电部分，占地范围为1000m×1200m，同时利用光场外面空余场地设置定日镜组装间，兼做材料库。定日镜采用首航光热公司自主研发的大型定日镜，光场总反射面积是175000m2。共1750面，单面反射面积为100m2，该定日镜具有反扣功能，便于镜面的清洗，当有不利气象条件时，对反射镜起保护作用。熔盐吸热器系统熔盐在290的冷储热罐中被泵入吸热器，流出吸热器时的温度是565。当有突然的云遮工况时，投射到吸热器的热流密度会急剧下降，为确保吸热器出口温度保证在565，将采用改变熔盐流量的办法来控制熔盐的出口温度。安装于熔盐管路上的流量控制阀根据投射到吸热器表面的热流密度、吸热管的平均温度及吸热器出口温度等，来改变控制阀的开口度，实现对吸热器的出口温度控制。熔盐的熔点一般在220左右，在太阳下山后使吸热器及管道保持高温以避免熔盐凝固需消耗大量能量。为了解决这个问题，当没有太阳时，将整个管路中的熔盐回收至熔盐罐；而系统重新运行时，需对整个管道进行预热，达到预定温度后才充入熔盐。预热方法是，在整个熔盐管道上环绕电阻丝。吸热器是靠定日镜系统来预热，在系统启动前，部分定日镜对准吸热器，待其温度升至260以上后才充入熔盐和运行系统。熔盐吸热器设计本项目的吸热器位于115m高的塔的顶部，吸收太阳光场反射来的太阳辐射能，将传热流体熔盐从290加热至565后，存储在热熔盐罐中。本项目采用环形360度受光的圆柱式吸热器。吸热器的高度为9m,直径为7m，其能承受的最大峰值热流密度至少为1.5MW/m2。吸热器是由多个吸热模块组成的，熔盐从北侧分两路进入吸热器，中间交叉后进入南侧出吸热器。吸热器的最高壁温不宜超过650，吸热器的光热转化设计效率为88%，当有风速为6m/s时，其效率至少86%，年均效率为82%以上。经初步计算，本项目的熔盐吸热器的额定吸热功率约为80MWth。在充注熔盐过程中，为了防止集箱（进出口容器）管温度过低而导致熔盐凝固需在集箱内设有电加热器，电加热器在光场启动和停止时使用。熔盐制备将配比为60%NaNO3和40%KNO3的固态混合熔盐（粉末状、袋装），少量储存于熔盐转运间，其余堆放在库房。在集热系统初始启动时，配置好的熔盐经皮带送至蒸汽加热熔盐炉内，如有受潮结块通过熔盐粉碎机予以破碎。用蒸汽进行加热，直至固态熔盐熔化为220（熔点）液态，经熔盐制备泵加压后再送至电加热熔盐炉，加热至290后送至冷熔盐罐，供太阳能采集系统所用。按上述流程制备液态熔盐达到足够数量，冷熔盐罐达到一定液位后，启动太阳能集热区的循环，此时，仍由上述流程继续制备液态熔盐，当达到一定数量后，可以开始采集太阳能，将熔盐加热至较高温度（最高565）。 当制备的熔盐达到一定数量后，可以开始采集太阳能时，一部分高温熔盐输送至热熔盐罐，然后开启至熔盐制备槽的电动阀，把高温熔盐放至熔盐制备槽中，加入一定量固态熔盐与高温熔盐混合熔化为290液态熔盐，由于熔盐量增加，开启两台熔盐制备泵加压，经电加热熔盐炉旁路输送至冷熔盐罐。由此可停用蒸汽加热熔盐炉和电加热熔盐炉，而采用太阳能加热制备熔盐。随着制备的液态熔盐的逐渐增多，可逐渐增加太阳能集热区加入循环，直至所有太阳能集热区投入循环，最后再完成蓄热部分的熔盐的制备。在机组正常运行期间，机组通过检测冷/热储罐的液位，经过计算分析对系统是否需要熔盐补给及其熔盐的补给量给出相应指示信号，在需要熔盐补给时，该指示信号会触发熔盐供给系统向蓄热与换热系统提供熔盐补给功能。储热系统熔盐塔式电站的储热系统主要成分有: 熔盐、冷/热熔盐罐、 冷/热盐泵、 熔盐管道、氮气系统、电伴热及其他辅助设备（罐体基础）。熔盐（硝酸盐）导热和储热介质熔盐的主要成分是60%硝酸钠（NaNO3）和40%的硝酸钾（KNO3），称为二元盐。该比例的熔盐具有很好的稳定性、密度、比热容、化学性质稳定、低气化压强和低成本等；最大的缺点是，熔盐在220一下将大面积的凝结，所以整个系统需对整个熔盐管道的温度实时监测并带有加热保护系统。出于安全考虑，当熔盐罐里的温度小于290时，就停止系统的运行，电阻丝加热系统将对罐内的熔盐加热。二元盐最开始是以固体形式运输到项目地址，这些二元盐应保存在专门的储盐区（干燥的地方），避免与水接触。在电站试调前三个月，开始把这些固态盐融化用泵打入储热罐中。储盐罐双罐储热系统有冷罐和热罐。冷罐的温度为290，热罐温度为565。由于二元盐的气化压强低，允许储热系统处于常压状态。两个罐都是由碳钢焊接而成一个圆柱形的罐体，与商业的储油罐相似。罐的主体包括灌顶、罐壁和罐底。为了防止氧气进入罐内接触高温熔盐，罐需要进行充氮保护，因此罐内压力略大于大气压强。罐顶部有11.5m的余量，而且需要布置加强筋，以承受熔盐泵的重量。罐壁钢板的厚度从底部往顶部依次减小。罐体的设计腐蚀厚度为5mm，罐体材料在焊前要进行预热，焊后进行射线检查。保温材料需包围整个罐体，其保温效果应实现熔盐每天下降温度是不超过24，使整个储热系统的效率达到98%。熔盐罐底部的地基由下往上分为以下几部分组成：混凝土层、隔热层、泡沫层和耐热（耐火）层。二元盐凝结保护是必须的，因为一旦罐体里出现了晶体后就无法再融化，而大面积的凝固后电站就无法再运行，整个罐体将无法使用。有两种办法以防止其凝结，一是通过熔盐泵来进行罐体内循环；二是通过储热罐中的电加热器来加热保护。每个罐中通常有多组电加热器。熔盐泵冷熔盐泵的作用是将冷熔盐从冷熔盐罐抽送到塔顶的吸热器，经受热后回到热储热罐中；热熔盐泵的作用是将热熔盐从热熔盐罐抽出输送到蒸汽发生器系统后回到冷熔盐罐中。这些熔盐泵通常是采用立式泵，均设有变频装置，电机位于罐顶的支撑结构上，泵的长轴深入罐底部将液态硝酸盐泵到吸热器或换热器。熔盐泵无法将熔盐全部抽出，正常罐体底部都留有1 m左右的安全液位，当其中一个罐体泄漏时可以填充互补。在电厂不运行时，盐泵以低功率在罐内进行内循环，防止熔盐凝固。熔盐泵停止工作时，熔盐泵的轴内的熔盐都会借重力作用流回罐内。熔盐管道熔盐管道的目的是输送传热流体熔盐，主要有从冷熔盐罐到吸热器管道，吸热器到热熔盐罐管道，热熔盐罐到蒸汽发生器管道，蒸汽发生器到冷熔盐罐管道等。这些管道都是采用碳钢材料（或不锈钢），耐高温耐腐蚀。氮气保护、伴热和附属设施氮气系统作用是对整个储热罐体的保护，在熔盐系统的最高点避免熔盐与空气接触。因此，需要一个小型的液态氮储存系统。在冷热罐中均设有加热系统以避免熔盐凝结。当电站正常运行或停止时，在冷罐中电加热器的加热范围是从270至320，在热罐中的范围是270至 540； 本工程储热系统设计考虑到有利于电网负荷调节，本工程设有带有大容量的储热能系统。夏天时，能提供电站在太阳下山后满负荷持续运行15h，即本电站将实现24h不间断的发电。储热量是500MWhth。冷热罐相关参数见表3-3。蒸汽发生系统蒸汽发生系统通过热熔盐和水进行换热，产生高温高压的过热蒸汽来推动汽轮机组，带动发电机工作。系统主要包括：预热器、蒸发器、过热器。换热器皆为管壳式，其中预热器、过热器的管侧为水/蒸汽，蒸发器管侧为熔盐，相应的壳侧分别为熔盐和饱和水。管壳式换热器的传热面由管束构成，管束由管板和折流挡板固定在外壳之中。两种流体分别在管内和管外流动。管内流动的路径称为管程，管外流动的称为壳程。管程流体和壳程流体互不掺混，只是通过管壁交换热量。太阳能电站的特点是系统可能需要每日起停，包括蒸汽发生系统。当然电站没有足够的储热量时，每日系统重新启动时需对换热器进行预热，使换热器的温度均匀分布后，才进入正常工作状态，产生的高压蒸汽部分来预热汽轮机和蒸汽管路。当然温度和压力达到汽轮机启动要求时，汽轮机就将进入正常启动运行状态。系统的预热需辅助蒸汽，此蒸汽来自储热系统的余量产生。本项目带有大容量的储热系统，因此在天气好的情况下，系统将24小时运行，无需考虑蒸汽发生器系统的预热过程。本工程蒸汽发生器的设计蒸发量为43.64t/h。给水温度为240，出口过热蒸汽参数为9MPa，530。所有换热器将布置在塔旁边的钢结构支撑架上，整个蒸汽发生系统需位于一定的高度。平均热效率的设计值为97%。相关参数见表3-4。伴热系统伴热系统是一个温度控制系统利用电阻丝对在所有的熔盐管道预热或加热，来防止熔盐结晶。这些熔盐管道包括吸热器系统、储热系统、蒸汽发生器系统的连接管道。电站每日的启动，整个管道系统都必须预热至260才能防止熔盐在管道内的结晶，预热后冷熔盐从储热罐里被泵入管道至吸热器系统。整个管道系统包括：上升管道，炉箱，吸热器进口容器，吸热器出口容器，下降管道和管道上的所有阀门、仪表和辅助设备。伴热系统在电站正常运行时对管道系统起保温作用，使熔盐管道的温度保证在管道的温度设计点内。当夜间系统停止运行时，伴热系统将对蒸汽发生系统内的熔盐进行保温加热，防止熔盐的凝结。辅助伴热系统的布置点主要如下：·集热系统的冷段母管；·集热系统的热段母管；·冷熔盐储罐；·热熔盐储罐；·蓄热与换热系统的换热管道；·熔盐相关系统的阀门、仪表等。太阳能集热系统参数汇总太阳能集热系统参数见表2-2：表2-2 太阳能集热系统参数序号内容单位参数备注1光场1.1设计点DNIW/m28501.2光场额定功率MWth1001.3定日镜数量面17501.4定日镜规格m*m10*101.5光场总反射面积m21750001.6支架高度m61.7年均光学效率0.581.8聚光目标距地面高度m1151.9总占地面积公顷1202熔盐吸热器系统2.1吸热器类型圆柱式2.2吸热器尺寸高度m9直径m7.52.3吸热器额定功率MWth802.4吸热器聚光比8503储热系统3.1熔盐储罐3.2储热类型熔盐显热储热3.3储热介质硝酸盐60%NaNO3 +40%KNO33.4储热介质熔化温度2203.5储热能力MWhth5003.6储热放出持续时间h153.7储热罐数量-2冷、热各一个3.8冷熔盐储罐设计压力常压储热罐尺寸高度m10直径20容积m32660设计温度2903.9热熔盐储罐设计压力略大于常压储热罐尺寸高度m11直径20容积m32830设计温度5653.10冷熔盐泵数量台2+2其中吸热器循环泵和冷熔盐调温泵各一台运行一台备用设计流量kg/s160设计扬程m200流体温度2903.11热熔盐泵数量台21台备用设计流量kg/s80设计扬程m80流体温度5654蒸汽发生系统4.1过热器数量台14.1.1蒸汽出口压力MPa104.1.2蒸汽出口温度5354.1.3蒸汽入口温度3124.1.4蒸汽流量t/h4.1.5熔盐出口温度4854.1.6熔盐入口温度5604.2蒸汽发生器数量台14.2.1汽侧出口压力MPa>94.2.2汽侧出口温度3074.2.3水侧进口温度3074.2.4水侧流量t/h43.364.2.5熔盐出口温度3284.2.6熔盐入口温度4854.3预热器数量台14.3.1水侧出