太阳能热发电站形式较多，目前应用较广的有槽式、塔式和蝶式。对于大型太阳能热发电站项目，以槽式和塔式居多，本文主要针对槽式太阳能热发电站的设计进行论述。国内很多槽式太阳能热发电站的设计均是引进国外设计经验，是否满足我国设计要求尚不明确，而且总图设计还没有形成统一规范。本文主要以50 MW槽式太阳能热发电站为例，从站址选择、防洪标准、总平面布置、竖向设计、道路及场地、围墙及大门等方面对槽式太阳能热发电站的设计特性进行分析论述，总结设计中需要注意的事项，为总图设计人员提供参考。本文所论述的总图技术指标均基于站址太阳直射辐射量1870 kWh/（m²·a）、储能装置储能能力5.5 h、装机容量50 MW的槽式太阳能热发电站。

对于槽式太阳能热发电站，站址选择需考虑多种因素，本文主要从太阳能资源、土地资源、水资源、辅助燃料、电网条件、交通条件等方面进行论述。

区域太阳能资源是站址选择的决定性因素。太阳辐射分为散射辐射和直射辐射。对于槽式太阳能热发电，只有太阳直射辐射能够被收集和利用。发电站的发电量与当地的太阳直射辐射量密切相关，因此太阳直射辐射量是槽式太阳能热发电站站址选择的重要指标^[1]。

国际上一般认定，太阳直射辐射量达到1700kWh/（m²·a）才能满足电站运行的经济性要求^[2]，站址太阳直射辐射量达到1870 kWh/（m²·a）才满足商业开发聚光太阳能电站的要求^[3]。这个认定可作为衡量站址太阳能资源是否合格的一个标准。站址所在地太阳直射辐射量可以通过收集站址附近具有太阳直射辐射量长期观测记录的气象站数据获取；若没有太阳直射辐射量观测记录，则需要设立测光设备。

槽式太阳能热发电站的基本原理是利用大面积的槽式太阳能集热场收集太阳直射辐射产生的热量，加热真空集热管中的导热油，导热油携带热量进入热交换系统（即蒸汽发生系统）进行热量交换，产生的蒸汽进入汽轮机做功，驱动汽轮发电机组发电。因此集热场大小直接决定着电站的规模和经济性。电站单位占地指标约为4.0 hm²/MW，为同等装机容量的固定式光伏电站的2倍。

电站对站址地形和用地形状也有着特殊的要求，具体如下。

（1）站址地形：对太阳北回归线以北的地区，站址尽量选择在北高南低且坡度小于2%、东西方向基本一平的场地；若选择在南高北低地区时，坡度不宜大于1%。

（2）用地形状：50 MW的槽式太阳能热发电站最经济的站区用地形状为东西长约1.50 km、南北宽约1.30 km。

基于槽式太阳能热发电站占地大、地形要求平坦、用地形状呈长方形等特点，在站址选择时，尽量选择荒漠化和沙漠化地区，不宜考虑草原、林地、耕地等区域，因为不仅增加征地费用而且对自然环境的影响比较大。

槽式太阳能热发电站的蒸汽发生系统、汽轮机系统、冷却系统的用水量与常规火力发电厂基本一致，除此之外还有镜面清洗用水、消防用水、生活用水。50 MW的槽式太阳能热发电站年用水量约为100 000 m³。站址附近的供水水源至少满足这个条件，才能保证电站的正常运行。

槽式太阳能热发电站辅助燃料主要用于导热油防凝、提供启动蒸汽和冬季供热。辅助燃料可选用煤、天然气等原料。考虑槽式太阳能热发电站为清洁能源发电，为了避免燃煤对集热场的影响，目前基本选用天然气作为辅助燃料。

天然气供应一般采用管道输送和汽车运输2种方式。50 MW的槽式太阳能热发电站年消耗天然气量约为3 600 000 m³。在电站附近安全运送距离内需要有可靠的天然气气源，且供气能力能够达到要求。

以50 MW 的槽式太阳能热发电站为例，采用110~220 kV电压等级送出电能比较经济。在110~220 kV电压等级的经济输送距离内，是否有能够接入的系统变电站是衡量站址电网条件的主要指标。除此之外，还需要考虑当地电网能否接受槽式太阳能热发电属性的电源、电站至变电站的输送通道是否通畅等因素。

对外交通运输情况对槽式太阳能热发电站的影响较大，它承担着电站建设期间的设备材料运输以及电站运行后的人员、物流的运输。电站离主干公路的距离、主干公路的等级及路径等因素可作为衡量站址交通运输条件的指标。运输天然气的汽车所经公路等级、路径均须满足天然气安全运输的要求。

除上述因素外，站址选择时还应考虑机场跑道及航线，大气污染源，站址所在地风速，站址周围高大树木、高山及建筑物等因素。

（1）槽式太阳能热发电站集热场由大面积的聚光器和反射镜组成，站址选择时需要考虑阳光在反射镜上的部分反射对周围机场跑道及航线的影响。

（2）站址周围的大气污染直接影响电站集热效率，且对办公区及整个站区都造成影响。站址选择时尽量远离重大灰尘污染源，在不可避免时，灰尘污染源应处于站区常年最小频率风向的上风侧。

（3）风速会对集热器聚焦产生影响。站址选择时尽量避开风速超过15 m/s的地区。

（4）站址周围高大树木、高山及建筑物对站区的主要影响是其阴影遮挡电站集热场。站址选择时需要避开周围高大树木、高山及建筑物的阴影。

槽式太阳能热发电站采用新型的发电模式，有别于常规火力发电厂与太阳能光伏电站，因此不能直接按装机容量来确定其防洪标准。以下从企业等级、与其他类型电站的对比及电站自身的特殊性等方面进行分析，确定槽式太阳能热发电站防洪标准。

《GB 50201—2014防洪标准》确定了工矿企业的防洪标准，而工矿企业的规模划分依据《中小企业划型标准规定》。《中小企业划型标准规定》指出：中小企业划分为中型、小型、微型3种类型，具体标准根据企业从业人员数量、营业收入、资产总额等指标，并结合行业特点制定^[4]。另外还规定，1000人以下或营业收入在40 000万元以下的为中小微型企业。其中，从业人员达300人及以上，且营业收入达2000万元及以上的为中型企业；从业人员20人及以上，且营业收入达300万元及以上的为小型企业^[4]。

50 MW的槽式太阳能热发电站长期工作人员约50人，按照全站发电设备年利用小时数2355.4 h计算，年营业收入约为12 000万元。根据上述规定，结合电站的建设投资金额，50 MW的槽式太阳能热发电企业等级可定为中型企业，按照《GB50201—2014防洪标准》规定，防洪标准为防护等级Ⅲ、20~50重现期（年）。

通常2×350 MW火力发电厂动态投资额为27~28亿，2×50 MW火力发电厂动态投资额10~11亿，50 MW太阳能光伏电站动态投资额4.5~5.5亿，而50 MW槽式太阳能热发电站的动态投资额为12~13亿。可以看出，50 MW槽式太阳能热发电站动态投资额与2×50 MW火力发电厂相当，是同等装机容量的光伏电站的2倍多。

《GB 50201—2014防洪标准》中规定，规划容量＜400 MW 的火力发电厂防洪标准为防护等级Ⅲ、≥50重现期（年）^[5]；《GB50797—2012光伏发电站设计规范》中规定，规划容量30~500 MW的光伏发电站防洪标准为防护等级Ⅱ、≥50重现期（年）^[6]。从电站的占地大小、投资额度以及其在电网中的作用等方面考虑，50 MW的槽式太阳能热发电站防洪标准可定为防护等级Ⅱ、50重现期（年）。

槽式太阳能热发电站中主要有液化天然气和用作传热介质的大量导热油等有害物质。

槽式太阳能热发电站中采用的液化天然气（Liquefied Natrual Gas，LNG）主要是由甲烷组成的液态流体，包含少量乙烷、丙烷、氮和其他成分^[7]。LNG的危害在于其泄漏后的危险性，主要有如下3种。

（1）窒息危险。由于泄漏后的LNG急剧汽化膨胀，置换了空气中的氧气，会造成周围的工作人员窒息^[8]。

（2）火灾危险。LNG蒸气的点火能较小，仅为0.33 mJ，如果LNG泄漏后，挥发出的可燃蒸气云遇到点火源，会立即形成池火火灾。如果LNG泄漏溢出后，没有被迅速点燃，挥发出的LNG蒸气云可飘到很远的地方，遇到点火源也会燃烧，而且会回燃至泄漏点引起池火^[8]。

（3）爆炸危险。天然气在空气中的体积分数为5%~15%时，遇明火可产生爆燃^[9]。另外，如果LNG在水上运输时发生泄漏，LNG与水反应产生的气化热能急剧增大导致LNG以非燃烧性爆炸形式迅速气化^[8]。

根据化学组成或原料的不同，导热油可分为矿物油型导热油和合成型导热油。矿物油型导热油是以石油为原料，经过特定工艺得到的产品，一般为长链烷烃和环烷烃的混合物。市场上合成型导热油的主要类型有烷基苯型（苯环型）导热油、烷基萘型导热油、联苯和联苯醚低熔混合物型导热油、烷基联苯醚型导热油等。矿物油型导热油和合成型导热油泄漏后会对土壤造成污染。

《GB 50201—2014防洪标准》规定，对于中、小型工矿企业，若遭受洪水，可能爆炸或导致毒液、毒气、放射性等有害物质大量泄漏、扩散时，其防洪标准应采用防护等级Ⅰ，100~200重现期（年）^[5]。

从上述分析可以看出，LNG和导热油对槽式太阳能热发电站防洪标准的确定有一定影响。确定槽式太阳能热发电站防洪标准时需要对2种危险源的防护措施、存储量及站址周围环境等因素进行安全性评估，必要时可提高防洪标准。

通过以上分析可以确定，50 MW的槽式太阳能热发电站企业等级为中型，防洪标准为防护等级Ⅱ、50重现期（年）。

需要注意的是，本文分析的结论只适用于陆地建设的50 MW槽式太阳能热发电站，确定其他类型的槽式太阳能热发电站防洪标准时可以按照上述方法进行分析论证。

槽式太阳能热发电站的总图运输设计与常规发电站有很多相似之处，但也有其自身的特点。本文主要从站区总平面布置、竖向设计、道路及场地、围墙及大门等方面论述槽式太阳能热发电站站区的总图运输设计。50 MW槽式太阳能热发电站站区典型布置见图 1。

图1(Figure 1)

图1 50 MW槽式太阳能热发电站站区典型布置图

槽式太阳能热发电站站区总平面布置图主要由集热场和发电区两部分组成。

槽式太阳能热发电站集热场由多个集热器回路通过导热油支管并联至导热油母管组成，而回路的多少主要由电站规模、储能时间及当地太阳直射辐射量等因素确定。目前，1个集热器回路一般由4个约150 m长的大SCA（solar collector array，太阳能集热器阵列）或6个约100 m长的大SCA组成，而每个大SCA由多个小SCA（solar collector assembly，太阳能集热器组件）组成。

集热器回路布置有南北向焦线、东西向追日跟踪和东西向焦线、南北向追日跟踪2种方式。集热器回路采用南北向焦线、东西向追日跟踪方式布置时，集热器回路尽量在东西向导热油母管两侧对称布置，两侧集热器回路共用1个导热油母管（冷、热），可起到缩短管道长度、减少热损耗、平衡压损、降低投资的效果。如图 1所示，为达到各部导热油压力有效平衡，南北向导热油总母管尽量布置在南北侧东西向导热油母管中心点线上。上述规律同样适用于东西向焦线、南北向追日跟踪布置方式。对整个集热场而言，尽量采取近似正方形布置，可以缩短导热油母管拉伸长度、减少热量损失和管道阻力。为了提高太阳能利用效率，集热器回路布置尽量采用南北向焦线、东西向追日跟踪方式，在场地没有特殊限制时，不推荐采用东西向焦线、南北向追日跟踪的布置方式。

以下以南北向焦线、东西向追日跟踪方式布置的集热场为例进行论述。集热器回路之间的距离设计应避开集热器的阴影，并满足聚光镜面的清洗车及集热器维护检修车的通行要求。

槽式太阳能热发电站发电区一般由导热油介质区、储能装置区、蒸汽发生系统区、汽轮机房、机组冷却装置区、变压器区、出线架构区、化水处理区、辅助锅炉及防凝装置区、辅助燃料设施区、办公生活区及其他辅助生产区组成。为了保证各部导热油压力有效平衡，并缩短管道长度、减少热损耗、提高全站能源效率，发电区尽量布置在集热场居中位置。发电区典型布置形式有在南北向导热油母管一侧长条形布置、在南北向导热油母管两侧集中布置、在南北向导热油母管一侧集中布置（如图 1）3种。

发电区布置时的注意事项有：

（1）导热油介质区、储能装置区、蒸汽发生系统区等尽量布置在集热场居中位置。

（2）避免发电区中的高大建构筑物，如汽机房、机组冷却装置等对集热器回路产生遮挡影响；

（3）辅助燃料设施区与其他区域之间的防火距离和相对位置设计可参考《GB 50183—2015石油天然气工程设计防火规范》《SY/T 0048—2009石油天然气工程总图设计规范》等^{[7, 10]}。

（4）在条件允许的情况下，主机冷却方式尽量采用直接空冷。若采用间接空冷，需要考虑其与周围建筑物的安全距离及集热场的阴影影响。

除此之外，发电区周围为大面积的集热场，其中高温运行的导热油泄漏后的危险性很大，为了人员安全考虑，非值班的工作人员居住办公区一律布置在集热场外部。出线架构区也应布置在集热场外部，主要是为了避免线路对集热场造成阴影及保证走廊的安全距离符合要求。

太阳光线直射集热器时太阳能利用效率最高；在太阳北回归线以北的地区，集热器北高南低布置时太阳能利用效率最高。目前机械及控制技术在理论上允许集热器竖向设计南→北坡度最大为2%，在实际工程中一般取1%。

场地地形为北高南低时，根据地形坡度不同，竖向设计南→北坡度取0.3%~1%。当场地地形坡度小于1.3%时，可采取平坡式布置。例如，站区南北长度为1.30 km，场地地形坡度为1.3%，如果竖向设计南→北坡度取1%，则场平高程与自然高程之间差3.9 m，相当于站区北侧开挖深度1.95 m、南侧回填高度1.95 m。当场地地形坡度大于1.3%时，可采取阶梯式布置。

场地地形为南高北低时，集热器回路不能沿地势南高北低布置，否则余弦损失增大，集热器效率下降。因此在场地地形为南高北低时，集热器回路宜按南北方向一平布置，竖向设计北→南坡度一般控制在0.3%以下。当竖向设计北→南坡度为0.3%时，1个回路（约为300 m）南北场平高差为0.9 m，这个高差可通过支架混凝土基础来调整。

当场地地形南高北低时，整个站区南北方向采取阶梯式布置是解决场平的唯一方法（如图 2所示）。例如，站区南北长度为1.30 km，场地地形坡度为1%，按北→南坡度0.3%场平时，场平高程与场地自然高程之间差9.1 m，这部分高差可通过设置2级台阶来吸收。

图2(Figure 2)

图2 南高北低场地台阶式竖向设计场平断面示意图

对于槽式太阳能热发电站来说，理想场地的东西向坡度是一平的，但这样的场地极少，且对场地排水非常不利。槽式太阳能热发电站东西向场平坡度一般取0.3%~2%，特别是对南高北低的场地，因南北向场平坡度限制非常小，所以东西向场平坡度选择大一点有利于场地排水。

槽式太阳能热发电站站内道路设计时在站区周围需设置环形消防道路；站区南北向、东西向均需设置人流、物流及安全疏散通道；发电区周围需设置环形道路，且与站区南北向、东西向通道相连处不小于两处。上述道路的设计参数需满足电站日常运行检修及危险时刻的安全疏散要求。

集热场内不宜大面积绿化，因为一旦高温导热油泄漏时，绿化场地会扩大火灾影响面。在工程投资允许的情况下，场地宜采用鹅卵石或碎砾石硬化。在每2个集热器回路之间需进行硬化处理，其硬化标准应满足镜面清洗车及集热器检修维护车的通行要求^{[11, 12, 13]}。

电站所在地风速较大时，对集热器对焦产生很大影响，且主要受力面在东西2个方向，所以站区东西两侧围墙应设置为防风网或挡风墙。站区南北侧围墙可根据工程具体情况和当地气象条件设置为围栅、安全防护网或实体围墙。

站区大门设置应满足站区道路设计要求，在站区四周均应设置大门，与站区南北向、东西向通道相连，并满足站区人流、物流、安全疏散要求。站区人流和物流大门尽量分开设置，特别是辅助燃料采用汽车运输时人流和物流大门必须分开设置，以减小燃料运输对生活办公区的污染和其带来的危险。除人流、物流大门外，其余2个大门应具备远程控制功能，当发生危险时，能够在最短的时间内疏散工作人员。

槽式太阳能热发电是新兴的发电模式，但在我国这项技术的发展和完善还需要不断地深入研究和探索。本文以50 MW槽式太阳能热发电站为例，对槽式太阳能热发电站的站址选择、站区总图运输设计等方面进行分析，总结槽式太阳能热发电站总图运输设计的特点，供同行参考。