中国能建规划设计集团西北电力设计院有限公司（下文简称西北院）是我国最早开展太阳能热发电技术研究的电力设计企业之一，拥有丰富的太阳能热发电工程设计经验(主要业绩简介附后)。近期，国家太阳能光热产业技术创新战略联盟秘书处邀请西北院新能源开发分公司副总经理赵晓辉博士对太阳能热发电工程设计中的一些共性问题进行了交流分享。他在总结其经验的基础上，提出太阳能热发电工程设计的8个关键的共性问题。以下为主要报告内容，以供业内人士参考：
1.塔式光热发电吸热塔
我们先看一下吸热塔，塔式电站最显眼的就属于这个吸热塔设备。这个设备的设计特点、结构特点、施工组织等可能是影响到工程实施进度的一个关键路径。目前吸热塔有钢结构，也有钢筋混凝土的；从数量上来看，钢筋混凝土居多，主要是成本原因。但是国际有些区域（地方），因为要关注施工成本和周期，那么钢结构是一个选择，不过这时，需要结合厂址条件注意吸热塔的刚度问题。
上图左边的是阿尔斯通工程公司执行的以色列项目，吸热器和吸热塔的施工是同进行的，吸热器在塔底部周围的平地上组装好，这个过程中，吸热塔在同时进行。待塔施工完后，将吸热器从塔内通过液压顶升装置提升至吸热塔顶部。这就是工程建设中的一个重要因素即时间。第三张图，吸热塔管道也是位于吸热塔外部，据说这种方式也是为了抢工期。所以我们在这个项目上就能明显看出工程实施重要的因素时间。
美国Ivanpah电站的吸热塔采用钢结构设计，吸热器横断面为矩形。据了解，这种断面结构的吸热器，可能会引起一些风阵，后来他们在这上面加了调谐阻尼器。或许因为这些原因，后来的表面式吸热器均是采用圆柱型。
2.熔盐储罐设计选型
第二个问题，熔盐储罐，主要是基础的设计。熔盐储罐是高温塔式熔盐光热发电储热系统中的重要设备之一，从已运行的塔式熔盐光热电站的运行经验来看，其中热罐也是最易发生故障的设备之一，由于其工作温度高约560℃，运行过程中会有较大热膨胀、热应力，对设备的焊接制造要求高。
来源：Promat，Elsiver
对于常见的一冷一热盐罐的配置方案，一旦出现熔盐罐泄露，将导致整个光热电站无法正常运行，需停机维修。所以，针对此类业内众所周知的问题，也有新观点包括采用成本更高的镍基合金230，或采用双层罐来规避此风险。但这些都会增大储罐的成本，同时也存在其他一些风险。
但目前并没有定论，市场上几种类型的基础都有，主要包括：储罐隔热基础采用陶粒土，或泡沫玻璃耐火砖类材料。陶粒土的导热系数较大，隔热能力较弱，因此一般比较厚，同时陶粒土压实、流动等特性，对储罐基础有一定的影响。目前国内外也有一批储罐采用耐火砖类硬质基础。这种结构施工简单，且基础较薄。当然耐火砖的成本会略高一些。
另外，储罐底部通风管道设置的必要性。目前国内几乎所有的储罐都设置强制通风管，这个东西在什么情况下用，似乎有不同的观点；一般为了确保散热损失，应尽量好地设置隔热基础，避免强制通风散热。当然在有些地质条件下，通风管是为了防止设计偏差温度过高，或某些事故情况下，下部超温，包括引起超温引起地下水蒸发这一类问题。结合厂址地质条件，这个东西不是必须的。
储罐内部还有一个浸没式加热器，浸没式加热器一般均匀周向布置在储罐底部四周，主要是在较长时间停机时，维持储罐内熔盐温度在安全温度之上。根据西班牙早先一些电站的论证，这个东西最初的设计理念，不一定要插入很深。因为储罐在径向的散热，靠近外围热损失较大，那么这一靠近外围区域温度降低明显，所以要在这个位置布置浸没式加热器。
3.蒸汽发生器系统参数设计选型
第三个问题，简单谈一下蒸汽发生器需要关注的特点。蒸汽发生器包括槽式导热油电站的导热油蒸汽发生器和塔式熔盐电站的熔盐蒸汽发生器，不管哪一种，其放热介质均是不发生相变的导热油或者熔盐，而吸热介质水则要发生相变，在蒸发器这个换热环节，见下图中的两条曲线。这张图的横坐标显示的不同流程位置，纵坐标是温度。红色的位于上部的一条线，是熔盐在过热器、蒸发器和预热器内的放热过程，下面的绿色线条，是水的预热、蒸发和过热过程。可以看出，在蒸发器内，水尽管大量吸热，但是温度几乎不变化。这就在蒸发器水侧入口位置和熔盐离开这个设备的位置形成夹点温度的概念。这是蒸汽发生器系统设计的一个关键参数。熔盐的放热红色曲线永远在绿色的水吸热曲线的上部。这就带来一个问题，若绿色线位于较高位置，那么红色的线也会在更高的位置。而绿色线水平段的高低代表了饱和蒸汽压的高低，其取决于主蒸汽压力。即主蒸汽压力越高，绿色线越高，红色线也越高，需要说的是，红色线越高，红色线末端的熔盐回盐温度也越高。所以汽轮机主蒸汽压力的高低，会影响回盐温度的高低。而熔盐的高温是决定于吸热器出口的参数。那么越高的主蒸汽压力意味着更低的熔盐工作温度区间。那么在存储相同容量热量的前提下，较高的回盐温度意味着较大的熔盐投资。
水动力方面，目前国外基本采用强制循环的熔盐蒸汽发生器，这有利于熔盐的防凝，这样的凝固事故在国外某电站发生过，因此西班牙背景的工程设计多采用强制循环。
而在国内，也有采用自然循环设计方案的。自然循环系统较简单，汽包和蒸发器布置高差较大。节省了强制循环泵的投资，节约了部分厂用电。同时，在国外，蒸汽发生器，尤其是导热油蒸汽发生器，基本采用双列配置，即两台50%容量的蒸汽发生器并联运行。目前国内槽式导热油电站也多仿效这个配置。我个人认为这个是不合理的。随着加工制造水平的提高，单列蒸汽发生器的制造没有任何问题；同时采用单列系统，蒸汽发生系统内部管路阀门数量较多，更有利于运维。阀门系统尤其是熔盐蒸汽发生系统的阀门，不仅投资高，运维也很麻烦。所以大家在选择的时候应该仔细考虑一下这个问题。
熔盐蒸汽发生器为了考虑低负荷以及停机启动的熔盐凝固问题，一般都配置启动电加热器等辅助设备。这个设计理念各个系统可能不太一样，但功能一样。
4.槽式导热油油-盐换热器
第四个问题，再谈一下槽式导热油电站的油盐换热器设备的特点。这个设备投资不小。换热器吸热和放热侧流体不同于上面提到的蒸汽发生器，均是不发生相变传热过程。目前结构上，多选用管壳式换热器，这种结构运行业绩较多，产品可靠性较高，当然相对于板式换热器，材料用量较大。板式换热器换热系数高很多，但是运行业绩较少，目前可能只有三套设备，在美国solana电站中采用。
再来看一下运行模式，横坐标是换热器流程，纵坐标是温度。最左边这组曲线，蓝色的是导热油，红色的是熔盐。左边这个是集热场产生的热量多于汽轮机需求，多于的用来充热。可以看出，由于换热器端差的存在，红色的熔盐的线在充热过程中，末端右上侧它的温度是低于导热油进入换热器的温度，这个端差大概7度。再次放热过程中，也有大概7度的降低。那么当在储热单元发电模式下，我们要维持汽轮机的额定负荷，温度降低大概14度，蒸汽额定参数降低，维持额定负荷需要增大汽轮机进气压力，在一定的蒸汽体积流量下。由前面的正起发生夹点温度特点可知，蒸汽压力提高，意味着导热油回油温度会提高。相应的储热系统高温熔盐放热后的回盐温度也会高，这就会次日吸热时，熔盐的工作温度区间会降低一些。所以为了避免上述问题，还是倾向于汽轮机在较低负荷下运行，不要把熔盐温度间接地顶上去。就是最右侧这个曲线的运行模式。当然这并不是说储热情况汽轮机不能满发。要评估汽轮机的设计压力、次日资源情况。
5.熔盐蒸汽发生器结构设计选型
第五个问题，蒸汽发生器的结构选择，熔盐蒸汽发生器的过热器，一般多采用这种U管U壳结构的，目的是为了减小管板上下温差。也有采用蛇形管集管式结构，这种蛇形管集管结构，根据高参数火电机组的运行经验，确实比较可靠。但是成本会高。若我私人是投资方，可能会选这种，毕竟绝对成本并不大，只是相对其他形式材料用量大。
当然对于容量较大的场合，可以通过系统优化，采用并列或串联的形式，以减少设备加工制造难度。
蒸发器设备也有立式、卧式之分。结合前面谈到的水动力，选择时候一并考虑。预热器设备相对比较简单，运行条件比较温和。
图片来源: 东方锅炉，杭州锅炉，哈尔滨汽轮机厂，Aalborg CSP/常州力沃
6.熔盐蒸汽发生器变负荷运行系统设计
第六张PPT主要从低负荷运行角度来谈一下熔盐蒸汽发生器的一些特点，这些特点会决定一些辅助系统的设置。首先我们看一下下面这张图片，横坐标是汽轮发电机组的负荷率，纵坐标是温度。上面这根水平的红色的线，是进入蒸汽发生器熔盐的温度曲线，不难理解，这些熔盐均来自储罐，温度是不随着汽轮机负荷变化而变化的。我们这里不分析吸热器出口温度波动引起的储罐温度变化，不在这里讨论。那么这个绿色的曲线，代表过热器出口主蒸汽的温度随机组负荷率的变化趋势。那么我们从额定负荷往低负荷看，随着负荷的降低，主蒸汽温度是升高的，逐渐接近熔盐的温度。这是因为换热器的面积是选定的，那么随着负荷率的降低，吸热介质流量降低，放热介质流量也降低，关键的是传热面积不变。尽管流速降低引起对流换热系数降低，然而充足的换热面积裕量，使得吸热介质蒸汽的温度较额定流量下的温度高。这一点是换热器的特点决定的。那么要是控制这个蒸汽温度在汽轮机额定负荷负荷下的温度，大概有两个途径，第一个就是效仿燃煤锅炉的喷水减温，第二就是调整熔盐温度，投运调温泵。我个人觉得，这个喷水减温不是很合适，这个东西每天都要低负荷运行，喷水减温一堆高压阀门，可靠性要求很高。最好的办法是不去控制这个温度，汽轮机在招标阶段说清楚，让其可以适应这个特点。调温泵也不需要投运了。具体怎么选，大家自己定，这会影响不同辅助系统的配置，这里只是提醒注意下。
还有一个问题就是低负荷阶段，汽轮机回热系统这边给水温度会降低，就是负荷越低，给水温度越低。我们知道熔盐凝固点比较高，大概240度。一般额定工况下，光热机组的给水温度大概255度左右。随着负荷的降低，给水温度会降低，我们应该控制给水温度高于熔盐凝固点一定安全裕量。有这么几个手段可以选择，其一，掺混汽包里面的饱和高温水至给水管道，其二，投入低负荷预热器，这个和火电机组的零号高加类似，低负荷预热器的加热汽源可以是主蒸汽。
7.熔盐辅助设备设计选型
第七张PPT，我们来谈一下辅助系统，由于光热发电的汽水系统和燃煤机组类似，这里只说熔盐或者导热油侧的汽水系统。那么熔盐泵毫无疑问是最关键的一个辅助系统设备。目前塔式电站吸热器熔盐循环泵，通俗的叫它低温熔盐泵，扬程比较高，大概要两百多米甚至更高。这个设备目前有运行业绩的不多，很严重的一个问题，正如我第一个幻灯片谈到的，会影响工期。同时，目前进口熔盐泵质量、交货可靠性包括价格差异很大，参差不齐。我还是希望国内制造方要努力来攻克这个设备。那么蒸汽发生器熔盐循环泵，俗称高温熔盐泵，扬程较低一些，可选的有业绩的品牌会多一些，甚至我个人觉得国产的都是可以的，只是没有用过。不过性能，主要是效率也很重要，这个影响厂用电率。
另一个大的辅助设备是电伴热，熔盐具有较高的凝固点，因此启动，停运阶段需要大量的电伴热来维持温度。电伴热的选型主要有这么几个原则，在既定时间内预热至既定温度，使得管道内可以进入熔盐而不凝固，在系统停运没有排空阶段，维持抵消管路散热，使得熔盐不凝固。这个东西的可靠性要求很高。火电里面，北方电厂一般也配一些伴热，在冬季寒冷时段偶尔投运，综合年运行的时段远远小于光热电站的电伴热运行时段。同时光热电站由于电伴热故障，可能会使系统没法运行，因此引起的更换、保温材料、发电损失等，是非常可观的。所以一定要重视这个辅助设备。
阀门也很关键。我记得一个项目中熔盐阀门的价格，甚至高于蒸汽发生器几个换热器的价格。国外西班牙电站，阀门配置更高，这个阀门最害怕是外漏，熔盐内漏问题倒不是很严重，毕竟有电伴热系统，不至于很容易堵塞管路。外漏就麻烦额，漏出来，温度低，就像冬季东北地区房檐下的冰棱子，阀门活动部件都没法动作。
还有这些流量计，目前业绩和技术指标较好的品牌，成本都很高。我想提一个问题大家共同思考一下，这个流量计的精度可靠性，是不是有些位置可以低一些，毕竟控制的目标多是温度和压力，流量很难测准。
图片来源：www.bing.com
8.熔盐
对于太阳能热发电电站来说，熔盐用量大，电站建设成本高；高温熔盐系统金属材料要求高，电站成本高。粗略估算：
塔式熔盐用量：大致储热100MWh，储热用1000吨盐；槽式导热油技术是上述的2.8倍，即100MWh 需要2800吨盐。
•对于50MW汽轮机，效率按40%，则折合热功率： 50/40%=125MWt，电站10小时储热意味着1250MWht，即12500吨熔盐需求。
•熔盐按综合单价5000元，一个电站熔盐投入需要6250万元，而对应导热油槽式电站，则需要1.75亿元。
•熔盐交货状态的颗粒度，还要均衡其成本和安全生产两个方面。
•熔盐的运输管理需要客观对待。
•目前国内对熔盐杂质含量要求普遍高于国际。
•一个合理的、经济的熔盐杂质含量多少，都需要综合考量。
资料来源：GB/T 36762018
总而言之，工程实施阶段两个关键因素，时间和金钱，在工程设计阶段要考虑工期、成本。不过时间就是金钱，所以，落实到一个点，我们一定要围绕在这里做工程，成本可控，运维简单，可靠性还要高。
以上是我要说的一些内容，谢谢大家！
附：西北院光热发电相关业务
目前，西北院参与的国内正在推进建设的光热电站共6个，此外有前期项目若干。主要如下：
•2008年，中国电力工程顾问集团公司和中科院电工所合作亚洲首座兆瓦级（电功率1.5MW）塔式太阳能热发电电站的总体设计，西北院作为设计院完成相关工程设计。
•2010年10月，参与中控太阳能德令哈塔式光热发电工程设计；2014年7月10MW电站成功并网发电；2016年8月电站完成熔盐改造。该项目是亚洲首座光热发电商业电站。
•2015年，西北院参与摩洛哥NOOR3期电站工程设计；该项目是目前单机容量最大的塔式熔盐电站。该项目由山东电建三公司和SENER组成的联合体EPC。
•2015年，西北院参与中广核德令哈槽式电站，发电单元EPC。
•2016年，中国电力工程顾问集团哈密熔盐塔式5万千瓦太阳能热发电项目，全厂EPC。
•2016年，西北院负责滨海光热阿克塞50MW槽式熔盐项目光场及发电单元工程设计，及总体设计。
•2017年，鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50MW塔式熔盐光热发电项目全厂工程设计。
•2018年，兰州大成敦煌熔盐线性菲涅尔式5万千瓦太阳能热发电示范项目全厂初步设计。
