国产光热发电熔盐阀

熔盐阀作为光热电站中的关键设备，要在复杂工况下正常运行，并确保整个系统运行的安全性和可靠性，必须避免阀门泄漏、介质滞留、启闭卡涩及腐蚀等问题，因此对高温熔盐阀的质量提出了非常高的要求。

由于具有一定技术难度，再加上此前国内市场始终未能兴起，一直以来光热发电熔盐阀这一市场都被海外企业垄断。为进一步降低成本，提升光热设备的国产化率，熔盐阀生产商与产业链上的其它供货商一样，数年来投入大量研发资金，以实现熔盐阀产品品质和性能的大幅提升。

型防残留熔盐阀

塔式光热电站大压差熔盐调节阀

超高温熔盐调节阀

加油加油

威风的奥特曼。 发表于 2021-8-1 10:05
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在光热发电系统中普遍使用的二元熔盐（60%硝酸钠+40%硝酸钾）及三元熔盐（53%硝酸钾+40%亚硝酸钠+7%硝酸钠）中都包含了一定量的强腐蚀性化学成分，其作为介质具有运行温度高、凝固点较高、运行温差变化大等特点。熔盐阀作为储能系统中的关键设备，在整个系统运行的安全性和可靠性方面扮演着至关重要的角色。

哪种形式的阀门更适用于光热熔盐储热系统？熔盐阀泄露和冻堵问题该怎样应对？在高温熔盐储热系统严苛的工况下，生产出合格的熔盐阀产品需要考量哪些关键点？熔盐阀成本如何降低？国内外熔盐阀产品在技术与价格上的差异将对国内首批光热示范项目采购产生何种影响？

三种常用的熔盐阀形式

威风的奥特曼。 发表于 2021-8-1 10:05
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随着熔盐储热在光热发电行业的不断普及，熔盐阀的重要性也不言而喻，系统中单个熔盐阀出现质量问题即有可能影响整个电站的正常运行，造成不可估量的损失，甚至有的专家提出设置双熔盐阀，一个出现问题启用另一个熔盐阀，可见熔盐阀在储热系统的重要性。由于熔盐系统的特性，光热电站中所使用的熔盐阀（包括部分国外厂家的产品）普遍存在冻堵、腐蚀、高温卡涩、汽蚀等方面的技术难题。

　　

熔盐凝固后容易导致阀门无法开关，甚至损坏填料和波纹管，因此在填料的设计与选择上国内外熔盐阀企业都进行了大量的研究。苏州安特威阀门有限公司（以下简称苏州安特威）市场经理吴俊杰告诉记者，针对填料损坏的问题，如何对阀体进行有效的加热热场计算和散热的热场计算、进行有效的试验验证，并且选择合适的加热控制方案是最为关键的技术。硝酸盐熔盐和石墨会发生氧化反应，在光热电站中的使用受限。

威风的奥特曼。 发表于 2021-8-1 10:05
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设计生产出合格的熔盐阀门需要考虑以下几个关键点：　

1.材料的选择必须满足耐高温和相应的耐腐蚀性。

　　

2.原材料的控制，铸件和锻件质量符合相应标准要求。

　　

3.阀门结构防止存在死角，保持必要的流动性。

　　

4.阀杆动密封处采用波纹管和耐高温填料的双密封形式。

　　

5.阀门密封副的密封材料封面硬度达到相应的标准要求。

　　

6.阀杆的选材，既要耐高温和腐蚀，而且在高温工况下也要有较高的化学性能。

　　

7.避免高温材料和交变温度工况时螺栓的蠕变对密封性能的影响。（例如，北京阀门总厂产品中法兰紧固件采用特殊的预紧方式紧固，防止螺栓在热胀冷缩后自动补偿紧固松动；针对阀杆动密封处，采用inconel波纹管和耐高温云母填料组合的形式，形成双重密封，保证密封可靠。）

　　
8.阀门预防冻堵需要有电伴热装置。

威风的奥特曼。 发表于 2021-8-1 10:05
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目前项目上所使用的熔盐阀普遍存在一些问题，具体主要包括：

1、熔盐残留在阀体内部，造成阀体内漏；

2、波纹管上端部分熔盐结晶；

3、填料盒被腐蚀；

4、阀杆变形以及高温卡涩。调节杆阀杆通常比关断阀阀杆细得多，根据实验经验认为，调节阀阀杆比较细，存在热交变，在阀杆材料选择上要慎重；

5、熔盐气蚀现象。

针对气蚀现象，如果阀门上的压差大于了介质的最大饱和压差(△Pmax)，那么就会产生闪蒸，由此再产生汽蚀，并对阀门内部及相邻近的管道结构造成破坏。判断是否会出现汽蚀现象，简单的方法是：P1-P2值小于最大熔盐饱和蒸汽压(△Pmax)，这时就不会产生汽蚀现象。那么熔盐饱和蒸汽压是多少呢，这就要求阀门厂与有条件的科研部门合作测试。没有此参数，只能从阀门的结构选择，提高材料的机械性能来防止汽蚀。

采取适当的应对措施来保证熔盐控制阀的设计可靠性。



首先，对阀门填料区进行特殊设计，避免接触高温；阀盖密封圈采用镀银金属；



其次，为了防止熔盐凝固造成的破坏，需要引入电伴热方案保护阀门关键部位，如转接部，过热保护，填料区加装温度传感器；配合带有热电偶的铸铝加热器；



再次，要谨慎控制熔盐运行温度，保证熔盐理化性质稳定如一，避免气蚀。



对于下塔调节阀，也有很多措施来防止熔盐造成的气蚀，以及高压带来的扰动和震动影响。如选择更坚固的材料，引入新型设计，注入气体，采用各种类型的减震器等手段。

光热电站熔盐阀发展中的两大问题与三大优化方向　


针对目前国内熔盐阀市场的发展现状，陈金环提出了最值得注意的两点：高额的研发经费以及低价中标的普遍现象。



“熔盐阀在测试应用中1个小时需要1000度电，一天需要2万多度，试验的经费支出相当大。”



而针对最低价中标，他认为最重要原因是由于缺乏严格的技术门槛。对此，他表示：“目前熔盐阀产品招标首先应要求供应商拥有小型测试回路业绩，其次是技术要求，且这一要求不能是口说无凭的温度、压力范围，必须设定具体的指标要求。”



围绕上述两大问题以及多年的从业经验，陈金环对国内熔盐阀发展给出3点建议：



1、优化熔盐管线设计，选择合适的熔盐阀，减少阻力损失，节约能源。尤其是槽式熔盐技术路线，熔盐阀数量特别多，对于降低冻堵风险和自用电是很有帮助。



2、熔盐的冻堵是光热发电储能系统最致命的事情，堵了严重影响系统的安全性，但关键你得知道它堵在哪里，除了充分考虑熔盐的自身特性外，重视管道的布置和阀门的选型，可有利克服或者说降低堵的风险。



3、热电厂的自用电占比是(8～10)%，光热还要加上电伴热的用电量2.4%（这个数据仅针对塔式技术路线），自用电的占比超过12%，自用电占比降低一个百分比，按4000小时计算，那是千万元级。建议熔盐阀单独做伴热，与管道伴热分开，设置一个独立的控制系统。

光热发电除了可以储热供夜晚发电连续生产之外，对比光伏发电还有什么优势呢？

alex4587 发表于 2021-8-13 16:18
光热发电除了可以储热供夜晚发电连续生产之外，对比光伏发电还有什么优势呢？

光热发电和光伏发电的区别

发电原理不同

光伏电站是利用太阳能电池板吸收太阳光中的可见光形成光电子，产生电流。

光热发电利用熔盐或者油等介质吸收太阳光中的热能，使用汽轮机将其转化为电能。

并网难易不同

光伏发电受日光照射强度影响较大，上网后给电网带来较大压力，其发电形式独特，和传统电厂合并难度大。

太阳能光热发电系统可以通过增加储热单元或通过补燃或与常规火电联合运行改善出力特性，输出电力稳定，电力具有可调节性。就并网难易程度来看，光热发电比常规的光伏发电更具有优势。通过储热改善光热发电出力特性（槽式和塔式光热发电）。白天将多余热量储存，晚间再用储存的热量释放发电，这样可以实现光热发电连续供电，保证电流稳定，避免了光伏发电与风力发电难以解决的入网调峰问题。

对环境的污染程度不同

光热发电是清洁生产过程，基本采用物理手段进行光电能量转换，对环境危害极小，太阳能光热发电站全生命周期的CO2排放仅为13~19g/kWh。

而光伏发电技术存在致命弱点为太阳能电池在生产过程中对环境的损耗较大，是高能耗、高污染的生产流程。

技术成熟程度不同

常规的光伏发电技术，在我国已经发展稳定，技术相对成熟；而光热发电，虽然很早就在国外兴起，但是在我国来说，依然处于技术创新与改进阶段。

光热发电和光伏发电的优劣势对比

投资成本方面

光热发电投资成本远高于光伏电站。目前我国建设的大型光伏电站单位造价约为8000元/千瓦，光热约为22000元/千瓦，美国的光伏电站则为2400-3000美元/千瓦，光热约为5100-6200美元/千瓦，光热造价基本上是光伏的2-3倍。此外，光热电站对规模的敏感度较高，只有在规模足够大的前提下，才能有效实现经济效益。同时，其整体投资门槛较高，百兆瓦电站投资需要近5亿美元。正是由于光热电站的投资大、风险高，即使达到平价上网水平，与光伏电站相比，其投资者还是非常少，这在客观上也会相应延缓其成本下降。

建设条件方面

光热电站对建设条件要求较高，光伏的安装弹性则相对较大。太阳能热发电主要安装在太阳能直接辐射（DNI）较好的地方，沙漠地区是最好的选择，但这些地方往往较为偏远，电力需求较弱，需要为其建设输电通道将电力送出，这不仅会增加成本，并且也只能享受发电侧电价。同时，由于光热电站属于跟踪系统，对当地气候条件要求也比较高。

光伏电站则可同时利用直射光和散射光，安装区域选择较大，比如可安装在负荷中心、屋顶或工业厂房上，享受用户侧电价。因此，相对于光热电站，它以发电侧电价出售会更具竞争力。

环境保护方面

光热电站需要大量的土地和水，对环保的要求也较高。根据美国现在光热电站的建设情况，每MW大概需要40-50亩土地，几乎是光伏电站的两倍，并且要求土地十分平坦。在用水方面，虽然光伏和光热都需要水对组件或镜面清洗，但光热电站还需要额外的水用于冷却，耗水量约为2.9-3.2升/kwh，几乎是天然气发电的4倍。虽然现在也在开发干法冷却技术，比如，用空气冷却可以解决水的问题，但一方面是技术尚未成熟，另一方面可能降低发电量，并增加大约3%-8%的发电成本。此外，由于光热电站占用空间较大，会对当地的野生动物、生物多样性等造成影响，也容易引发环保争端。

光热发电和光伏发电的发展前景

皆具发展潜力，近中期光伏电站发展规模会更大

在2030年以前，由于光伏装机成本和度电成本均低于光热发电，且光伏出力与白天用电高峰和峰值电价曲线相吻合，在光伏渗透率较低情况下，光伏装机规模将远大于光热。在2030年后，光伏装机由于渗透率高，且基本能满足白天的用电需求，发展速度会放缓；光热则会充分利用其储热优势，能满足日落后的用电高峰，从而得到较快发展。根据美国Sunshot计划，到2030年，美国太阳能累计装机将达到330GW。其中，光伏装机为302GW，光热装机为28GW，光伏是光热的11倍。到2050年，光热装机将达到83GW，光伏则为632GW，光伏下降是光热的8倍。

非替代关系，两者协同互补

光热和光伏发电都面临火电等传统能源的竞争，承载着代替化石能源的使命，只有光伏和光热更好地协同互补，才能完成这项任务，满足用电需求。同时，由于大型风电、光伏和光热电站等可再生能源主要建设在沙漠、戈壁滩等地区，需要远距离输送，但风电、光伏等利用小时数低，单独远距离传输经济性差，为提高输送电网的利用率，不得不通过火电打捆等方式输送。如果光热电站成熟之后，则完全可以通过储热方式替代火电，解决电网利用率低问题，同时也可解决可再生能源发电不稳定的问题。

应用领域各有侧重，主战场不重合

光伏发电优势在于分布式，在负荷中心建设方面，结合储能等产业发展，可实现就地发电就地使用。同时，光伏也可作为移动电源，充分满足消费市场需求，这是光热电站难以企及的。光热发电优势在于规模化，适合在条件适宜地区建设大型光热电站，然后远距离输送。在这些地区，也可适当发展大型光伏电站，将光伏光热打捆送出，实现可再生能源最大限度的消纳。（来源：索比光伏网）