郑海涛 ，刘祥玲

（1.中国电建集团江西省电力设计院有限公司，江西 南昌 330096；2.江西省清洁能源技术应用工程研究中心，江西 南昌 330096）

某50MW 熔盐塔式光热发电项目是国家首批光热示范项目之一，位于青海省海南州的塔拉滩上规划的海南州生态太阳能发电园区。项目总占地面积2.12 平方公里，吸热器中心标高210m，选用二元熔盐作为传储热介质，工作温度290/565℃，储热时长6 小时。汽轮机选用超高压、一次再热、双缸双转速、直接空冷凝汽式汽轮机，额定功率50MW。机组承担基本负荷，并具有长期调峰能力。项目已于2019 年9 月20 日一次并网发电成功。

1 汽轮发电机组参数

（1）汽轮机：哈尔滨汽轮机厂生产，高温超高压、一次中间再热、双缸、单向轴向排汽、直接空冷塔式太阳能光热汽轮发电机组，其主要参数（THA 工况）如下：

额定功率：50MW

主蒸汽压力：13.21MPa·a

主蒸汽温度：540℃

主蒸汽流量：154.14t/h

高压缸排汽压力：3.225MPa·a

再热蒸汽温度：540℃

设计背压：8.0kPa·a

回热级数：八级（另带一级外置式蒸冷）

热耗率：8333.2kJ/kW·h

夏季工况满发背压：18.0kPa·a

高压缸额定转速：7255r/min

低压缸额定转速：3000r/min

（2）发电机：哈尔滨发电机厂生产，其主要参数如下：

冷却方式：空~空冷

额定容量：62.5MVA

额定功率：50MW

最大连续功率：55MW

额定电压：10.5kV

额定功率因数：0.80（滞相）

绝缘等级：F 级绝缘（按B 级温升考核）

励磁方式：静态励磁

额定频率：50Hz

额定转速：3000r/min

效率保证值：98.4%

2 主要热力系统

2.1 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统

主蒸汽管道从蒸汽发生器过热器出口接出，采用单管布置直接接至汽轮机主汽门，主蒸汽管道上设置一套流量测量装置。为防止过热器出口超温，主蒸汽管道出口处还设置了一套减温器。低温再热蒸汽管道从汽机高压缸的单个排汽口引出，采用单管布置进入蒸汽发生器再热器入口。高温再热蒸汽管道从蒸汽发生器再热器出口接出，采用单管布置直接接至汽轮机中压主汽门，高温再热蒸汽管道上设置一套流量测量装置。为防止再热器出口超温，高温再热蒸汽管道出口处还设置了一套减温器。

旁路系统按70%BMCR 容量的气动高、低压两级串联设计。

主蒸汽管道材料：减温阀前A335 P91，减温阀后12Cr1MoVG。

高温再热蒸汽管道材料：减温阀前A335 P91，减温阀后 12Cr1MoVG。

图1

低温再热蒸汽管道材料：20G。

2.2 回热、凝结水和高压给水系统

工程设计8 级回热抽汽系统，设有3 台高压加热器（另外3 号高加还设置1 台外置式蒸汽冷却器）、1 台除氧器和4 台低压加热器。

设置两台100%容量凝结水泵，一运一备，电机采用“一拖一”变频调速。5、6、7、8 号低压加热器为卧式布置，均采用小旁路系统。

设置一台内置式除氧器，除氧器滑压运行。

考虑光热机组频繁启停，冬季长时间15%TMCR 低负荷运行等特点，机组设置三台50%BMCR 容量的电动变频调速给水泵，采用“一拖一”变频调速。为提高回热系统高加可用率，高压加热器为卧式布置，均采用小旁路系统。因熔盐具有较低的凝固温度，在汽轮机低负荷运行时，工程考虑配置一套0 号高加来进一步加热高加的出口水温，保证足够的给水温度。

2.3 辅助蒸汽系统

本工程设置一台辅助蒸汽联箱，正常运行时由汽机四级抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动时辅助蒸汽由蒸汽发生器提供辅助汽源，低负荷时由低温再热蒸汽系统供汽。辅助蒸汽系统供除氧器启动用汽、汽机轴封、冬季采暖等用汽。

2.4 循环冷却水系统

本工程汽轮机组采用凝汽式直接空冷方式。低压缸通过轴向排汽至排汽装置，再进入空冷塔冷却，凝结水再返回排汽装置热井。辅机冷却水采用闭式冷却水系统。

2.5 凝汽器抽真空系统

主机排汽抽真空系统设有两台100%容量的水环式机械真空泵。机组启动时，两台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程。正常运行时，一台运行，一台备用。

3 主厂房布置

主厂房布置采用方案为：集控楼独立布置于汽机房西北侧，汽机房AB 跨度22m，汽机房长度42m，除氧间BC 跨度9m，除氧间长度与汽机房相同。集控楼尺寸为18×29.5m。具体示意见图1。

该方案的优点如下：

（1）集控楼独立布置于汽机房固定端西北侧，电缆桥架与汽机房工艺管道减少交叉。另外在项目工期紧张情况下，集控楼可以独立先行施工。

（2）汽机房北边为蒸汽发生系统区域，连接的厂区管架与汽机房之间的连接管道更加简洁顺畅，减少四大管道长度。

（3）主厂房除氧间运转层标高优化为10.00m，汽机房和集控控制楼楼面标高统一，整个主厂房区域0.00m层四通八达，方便机组的运行和检修。

3.1 汽机房布置

由于汽轮机组采用0.00m 布置，所以汽机房为单层设计。汽轮发电机组中心标高为4.80m，纵向布置，发电机布置于高压缸和中低压缸之间，高压缸机头朝向北侧，高压缸通过减速机与发电机连接。在汽机低压缸的尾部布置排汽装置，低压缸轴向排汽经过排汽装置从汽机房最南侧接出，通过排汽管道进入南侧的空冷塔。汽轮发电机组中心线距A 列轴线12.0m，距B 列轴线10.0m。

3.2 除氧间布置

除氧间0.00m 层主要布置有电动给水泵及凝结水泵变频装置，除氧间两端均设置有楼梯。中间层5.50m 主要布置有7、8 号低压加热器，3 号高压加热器及相关汽水管道。运转层10.00m 主要布置有1、2 号高压加热器，5、6号低压加热器及相关汽水管道。15.00m 层为除氧器层，主要布置内置无头式除氧器，3 号高加外置式蒸汽冷却器以及相关的汽水管道等。

3.3 汽轮发电机组检修条件

机组最重检修件为中低压汽轮机转子（本项目行车选型不考虑起吊定子），其检修荷重为37.5t。汽机房使用一台40/5t 电动双梁桥式起重机，跨度为20.5m，行车轨顶标高为13.65m，大钩极限高度为12.8m，可满足汽机及发电机检修起吊要求。

3.4 集控楼布置

在汽机房西北侧布置独立集控楼，集控楼分三层布置。集控楼0.00m 层：布置有化学取样间、蓄电池室、电气高压配电室及电气低压配电室等。集控楼5.00m：布置有电子设备间、电气继电器室、给水泵变频器及SVG 室等。集控楼10.00m 层：布置有集中控制室、工程师站、会议室及卫生间等。

4 结论

总之，光热发电项目常规岛热力系统设计必须满足机组长期低负荷运行、频繁启停和变工况运行的三个重要特点。另外从本项目的施工及运行反馈来看，后期其他类似项目还有较多优化空间，如：

（1）塔式熔盐光热机组的蒸汽温度、主蒸汽压力均有进一步提高的空间，蒸汽温度可以提高至553℃，主蒸汽压力可以提高至亚临界17MPa。若后续熔盐侧允许，则可以提高至更高参数，蒸汽温度、主蒸汽压力的提高可以明显降低汽轮机侧的热耗，但也会带来材料的升级、钢材消耗的增加，以及镜场、蒸汽发生系统投资的增加。[1]

（2）主厂房布置方面，本项目汽机房AB 跨度还是偏小，建议有条件可以适当拉长，检修空间及通道会更宽敞。

（3）发电机由哈电供货，其配套空冷器还是按照常规火电机组布置在发电机下方，不方便汽机轮发电机组基础的设计，建议将空冷器布置到基础上部的发电机侧边，可降低汽轮发电机组的中心标高，能适当降低基础土建费用，还方便主机的运、行维护和检修。