槽式光热发电方案选择
槽式太阳能光热发电站基本规定
槽式太阳能光热发电站基本规定
1、槽式太阳能光热发电站站址选择应综合考虑当地规划、资源、建设条件等因素,通过技术经济上匕较后确定。
2、槽式太阳能光热发电站设计应合理利用站址资源条件，统筹规划本期工程和远期工程。
3、槽式太阳能光热发电站按规划容量分为大、中、小型，大于或等于400MW 为大型，小于400MW且大于或等于50MW为中型，小于50MW为小型。
4、槽式太阳能光热发电站机组容量、储热系统容量、发电及运行方式,应在满足电力系统要求的条件下,通过技术经济上匕较确定。
5、槽式太阳能光热发电站传热和储热介质、工艺系统、机组选型宜通过技术经济上匕较选择。
6、槽式太阳能光热发电站承担供热负荷时,机组选型、供热方式宜通过技术经济比较确定。
7、槽式太阳能光热发电站系统容量匹配应符合下列规定：
(1)集热场净采光面积应与汽轮发电机组的额定容量和储热系统容量相匹配；
(2)蒸汽发生系统的最大连续蒸发量应与汽轮机最大进汽量相匹配；
槽式太阳能光热发电站基本规定(3 )发电机的容量应与汽轮机的最大出力相匹配。
8、槽式太阳能光热发电站设计应积极应用经运行实践或工业试验证明的先进技术、先进工艺、先进材料和先进设备。
9、槽式太阳能光热发电站工艺系统寿命应按25年设计。
10、槽式太阳能光热发电站设计宜采用全站统一的标识系统。
槽式聚光太阳能加热电厂循环冷却水供热
电厂冷却水余热利用
在常规的凝汽式火力发电厂中，汽轮机排汽在凝汽器中被冷却而凝结成水，同时冷却水被加热，其热量（当水源充足时，采用直接供水系统，冷却水直接排向河流或海洋；当水源不足时，采用循环供水系统，通过冷却塔等冷却装置中排到大气中）排向环境，从而产生汽轮机的冷源损失。
冷却水温度一般冬季为20℃——35℃，夏季为25℃——45℃。
电厂冷却水余热温度甚低(≤45℃)，现代热泵技术只能将供热水温提升至60～90℃，而这远远不能满足热水网供水温度（通常要求150℃）怎样才能利用电厂冷却水的余热，从而满足供热水网供热的温度？
考虑到槽式太阳能发电利用槽式抛物面反射镜经串并联排列将太阳聚焦到管状的接收器上，井将管内传热工质加热，再利用高温介质产生过热蒸汽，产生的过热蒸汽温度可达260℃——400℃。
若能利用槽式太阳能将供热水加热到150℃则足以满足不同用户供暖和生活用水的要求。
以下是我设计的方案图
直接供水系统余热利用方案图（适合水源和阳光照射充足地区）
循环供水系统余热利用方案图（适合水源不充足但阳光照射条件比较好的地区）提升温度后的余热量尽可能在电厂附近区域的工业生产过程及冬季采暖中利用。
但需注意，当夏季无需供热季节，若将热泵转作制冷循环运行，循环水余热不仅不可再利用，而且循环冷却水也不可作为热泵制冷循环中工质凝结放热的受纳体。
这一点有别于一般水源(如河水、海水、地下水、污水)热泵的运行模式。
因为除吸收汽轮机凝汽器乏汽凝结热外，不允许额外增加电厂循环冷却水的温升。
热泵将循环冷却水热量温位提升至60℃以上，可以回热至凝结水，提高给水
吸热过程的平均温度，并减少低压抽汽用于回热系统的汽量。
槽式太阳能光热发电站设计标准
槽式太阳能光热发电站设计标准
槽式太阳能光热发电站设计标准包括以下几个方面：
1. 太阳能辐射资源评估：对光热发电站所在地的太阳能辐射资源进行评估，包括年平均辐照量、日辐照量、季节辐照量等参数。
2. 建筑选址和布局：选择合适的建筑选址，确保太阳能光热发电站能够充分接收太阳辐射，并考虑布局的可行性和安全性。
3. 太阳能集热系统设计：确定适当的集热器型号和数量，以最大限度地提高光热转换效率，同时考虑到集热器的制造成本、可靠性和维护要求。
4. 储热系统设计：设计合适的储热系统，用于存储集热器收集到的热能，并在夜间或低辐射情况下供给光热发电站发电。
5. 蒸汽发生器设计：根据设计要求选择适当的蒸汽发生器，确保它能够将储存的热能转化为蒸汽，供给蒸汽涡轮发电机产生电能。
6. 热力系统设计：设计合适的热力系统，包括水循环、冷却系统、热力输送系统等，确保热能的传输和利用效率。
7. 控制系统设计：设计合理的控制系统，实现对光热发电站的自动化控制和监测，提高运行效率和安全性。
8. 安全设计：考虑到光热发电站的安全性，设计合适的安全装置和应急措施，保护设备和人员安全。
9. 环境影响评估：对光热发电站设计过程中的环境影响进行评估，采取适当的措施减少环境污染和生态破坏。
以上是槽式太阳能光热发电站设计标准的一些主要方面，具体的设计标准还需根据具体情况和技术要求进行进一步确定。
槽式光热发电集热器的几种设计汇总
槽式光热发电集热器的几种设计汇总更新：2013-04-30 15:57:46 作者：新闻中心来源：cspplaza 点击：62次【字号：大中小】中国储能网讯：光场系统是太阳能热发电站的主要组成部分，槽式电站的光场由若干个集热回路组成，以目前应用最为广泛的欧洲槽ET150集热器为例，一个回路一般由4个SCA（太阳能集热阵列）组成，以两排相邻方式布置，每排有两个SCA，各个SCA通过跨接管路(COP)实现连通。
一个阵列又由12个集热器（SCE）组成，单个ET150槽集热器长度为150米，一个回路即为600米，目前我们常说的600米标准回路即指的是采用ET150槽设计的回路。
ET150是目前应用最广泛的槽式集热阵列设计，在ET150之前，Luz公司曾设计了Luz 一代、二代、三代和四代集热器，第四代集热器因该公司的破产而未得到应用，此后出现了ET100型集热器设计，但很快就被ET150取代。
同时，各大公司也对槽式集热器进行了创新设计，主要包括以下几种：
集热器未来的发展方向是大型化，更大的集热器意味着更高的集热量，这同时对集热管提出了要求，目前主流的70mm集热管无法与更大型的集热器相配套，Flabeg也正在寻找可以与其终极槽相配套的集热管生产厂商，Schottt等领先厂商也已经将更大直径的集热管列为研发方向。
更大的集热器为实现更高的运行温度提供了可能，槽式电站传统的400摄氏度以下的运行温度可能因此发生改变，升高到可以与塔式电站相竞争的550摄氏度左右，这主要将得益于熔盐传热介质的应用，更大的集热器有望实现这一目标，将熔盐传热型槽式电站推向商业化应用。
2023塔式及槽式光热发电技术分析及设计参考资料
研究如何做到布局紧凑、合理，管线连接短捷、整齐。
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7. 编写光热发电技术方案主要内容
7. 光热发电储热系统设计 光热储热系统的系统组成、储热形式、关键技术、性能参数和技术指标进行设计研究，一方面对熔融盐储 热系统进行分析，主要包括熔融盐泵、熔融盐蒸汽发生器、熔融盐系统伴热等，另一方面对熔融盐储热系 统的相关计算进行研究，确定设计方案。 8. 光热工艺系统集成设计
《太阳能熔盐(硝基型)国家标准》（GB∕T 36376-2018 ）
《太阳能光热发电站调度命名规则》（GB/T 40866-2021）
《太阳能热发电厂储热系统设计规范》（DL∕T 5622-2021）
《光热发电站性能评估技术规范》（GB/T 40614-2021）
《太阳能热发电站储热系统性能评价导则》（GB/T 41308-2022）
《太阳能热发电厂蒸汽发生系统设计规范》（DL/T 5605—2021）
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9. 世界部分大型光热电站汇总
项目名称 Noor Energy I
Ivanpah Solana Ashalim Cerro Dominador 乌拉特中旗 敦煌 Xina Solar One
项目地 阿联酋
美国 美国 以色列 智利 中国 中国 南非
➢ 为了降低安装难度，提高装配效率，大尺寸集热器必然 朝向部件标准化、轻量化、坚固化来发展。
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6. 熔盐储热
光热发电在发电稳定性优于光伏发电，靠的就是拥有储热系 统。储热系统用的储热介质多为熔盐，常见的光热熔盐品种 有 二 元 盐 （ 40%KNO3+60%NaNO3 ） 、 三 元 盐 （53%KNO3+7%NaNO3+40%NaNO2）和低熔点熔盐产 品等。对于光热发电而言，二元熔盐的应用较为广泛及成熟。 技术优势
槽式光热发电技术方案简介
槽式光热发电电站总体技术方案1 聚光系统1.1 聚光吸热系统的分层结构由28个反射镜面(RP)和3个吸热管(HCE)组成太阳能集收元件(SCE)，由12个SCE连接构成太阳能集收组合(SCA)，4个SCA组成一个回路(LOOP)，156个回路的集合构成太阳集热场区(SOF)。
1.2 聚光系统聚光系统是本工程的核心系统，由槽式抛物面反光镜跟踪装置构成。
跟踪方式通常采用一维跟踪，有南北、东西布置方式。
根据太阳能热发电站年上网电量应不低于1.2亿kW.h，太阳能转换为电能的平均效率不低于11%的要求，计算后的年平均效率，计算后需要50余万平米的反光镜集热面积。
即需要624个集热器，156个回路数。
(根据η总=年上网发电量/ 年直射辐射总量×反光镜总采光面积，集热场主要系统图见下图)。
1.3 设备的选型太阳能集热器组合(SCA)包括：镜面、背架、集热管(吸热系统章节进行详细阐述)、跟踪系统(包括：驱动、控制和传感器)。
(1) 反射镜面玻璃镜面的技术要求：4-5mm厚度，反射率93%，强度、刚性和耐老化符合25年使用要求，重量约11 kg/m²。
经过对国内镜面厂家的调研情况来看，目前各大镜面厂家都掌握镜面镀膜的生产技术，都在建设厂房，引进国外生产线，预计明年可实现量产。
以51.75万平方米的太阳能集热面积计算，玻璃镜面：559593m²。
各参数数据见下表：槽式抛物面聚光反射镜性能参数表(2) 聚光器槽式抛物面聚光器由钢结构支架及旋转动力源，聚光器跟踪控制和吸热管金属管活动接头组成。
聚光器跟踪控制采用DCS控制，下表为其具体性能参数。
槽式抛物面聚光器性能参数表(3) 集热管本项目，真空管技术参数见下表。
直通式真空吸热管性能参数表一般采用集热器(SCA)轴线南北线水平布置，由东向西跟踪太阳。
也有的集热器(SCA)轴线南北线以一定倾角(小于8°倾角)放置，由东向西跟踪太阳，未得到实际应用，仅处在概念设计或试验研究阶段；槽式集热器也有采用双轴跟踪的，但这种跟踪方式从经济角度考虑是不可行的。
槽式和塔式两种太阳能热发电技术的经济性分析
槽式和塔式两种太阳能热发电技术的经济性分析目前由山东电建三公司建设的摩洛哥努奥二期200MW槽式与三期150MW塔式光热电站已实现稳定的满负荷运行，累计向摩洛哥电网输送了数亿度电；由上海电气总承包的迪拜950MW光热光伏混合电站中，包括3个200MW槽式电站和1个100MW塔式电站。
项目方将槽式和塔式两种太阳能热发电技术路线充分结合，发挥各自优势。
内蒙古电力勘测设计院有限责任公司（简称内蒙院）是迪拜太阳能热发电项目的技术咨询服务方，首次在国际太阳能光热发电项目中展示了其扎实的技术能力与优质的服务水平。
内蒙院发电事业部工程师乔木森近期对槽式和塔式两种太阳能热发电技术的经济性进行了对比分析，特整理如下，以供参考。
一、光热电站的技术路线从现有光热电站现有装机容量来看，目前槽式光热项目占比较大，同时槽式光热项目起步较早，最为成熟，约占CSP总装机的80%以上，且美国加州SEGS电站已有全生命周期运行的机组，成为槽式安全可靠运行的一个最佳案例。
虽然现在世界在运行光热电站中槽式占比远远大于其他技术，但从现有光热电站的商业化发展规模综合判断，未来塔式光热发电技术可能是光热发电的主要技术方向。
根据太阳能采集方式分类，太阳能热发电主要分为抛物槽式热发电、塔式热发电、碟式热发电和线性菲涅尔热发电技术。
本文就槽式与塔式光热发电技术的经济性进行论证分析。
二、各种技术方案对比基础结合本工程地理厂址条件、厂址处典型年光资源情况等，分析对比了导热油槽式、熔盐槽式以及熔盐塔式电站等不同方案下的技术经济指标。
假定新建100MW太阳能光热发电机组，厂址位于甘肃省某地。
属于光资源一类地区。
光热电站成本构成主要由集热系统、传热系统、储能系统、发电系统、辅助系统、土地成本等组成，另外还有EPC等项目管理成本。
在机组容量确定前提下，各组成部分在总静态投资的占比主要通过太阳倍数（主要反映集热系统、传热系统规模以及土地成本等），储能小时数（主要反应储能系统规模）等反映，各分系统配置不同会导致不同的平准化度电成本（LCOE）。
槽式光热发电控制系统
槽式光热发电控制系统槽式抛物镜光热发电系统是已经批量商业运行的热发电技术，与塔式热发电相比技术更成熟，科远股份槽式热发电控制系统为针对槽式光热发电厂设计的一体化集成控制方案.系统主要特点1、全厂一体化控制方案基于NT6000系统强大的分布式控制平台，槽式光热发电控制系统的控制范围包括：槽式集热器跟踪追日系统、光场导热油系统、储热系统、油水换热系统、汽轮机系统、发变组电气系统、辅助锅炉系统等。
2、光场控制全面采用现场总线技术槽式光热电站的光场集热器布置范围广阔，需控制的设备多，本方案采用先进的现场总线技术，控制系统通过冗余现场总线连接光场的集热器、阀门、油泵等控制设备，大幅度减少了电缆的数量，降低现场施工的工作量。
3、全面的冗余技术系统采用全面的冗余技术，包括分散处理单元、数据高速公路、现场总线主站模件、IO总线、电源等，全面提升系统的可靠性。
4、系统高可靠性设计NT6000系统的所有部件均采用工业级器件，完善的电气隔离处理，通过EMC三级电磁兼容认证，确保在各类恶劣的工业现场可靠性运行。
5、强大易用的开发环境NT6000系统编程环境支持IEC61131-3标准的隔离编程语言，也支持适于构建分布式系统的CCM编程环境，系统含有丰富的电厂热工自动化算法库，便于工程师开发各类应用算法。
聚光定日镜概述定日镜是塔式太阳能热发电的核心产品，国外已建塔式热发电工程中定日镜的成本约占总投资的50%左右。
科远研制的20平米聚光定日镜，具有聚光比强、结构简单、调焦方便等特点，与大型定日镜比具有风荷载小、成本低、跟踪精度高、宜于维护等优点。
产品特点支撑结构设计定日镜采用单立柱形式，高度较低，方便镜面的安装、维护和清洗；镜面支撑结构设计有漏风槽，减少定日镜风荷载；整个反射镜面由20块小镜面（子镜）组成，每块子镜弧面可调，整块子镜可在支撑装置上进行角度调整，方便各子镜圆形光斑汇聚和定日镜聚光效果调整。
机电一体化优化设计减速箱采用高精度回转支承，抗载能力强，并配合高精度伺服电机+多圈绝对值编码器，系统的跟踪精度、环境适应性、避雷保护、长期运行可靠性、运行功耗比等指标优异。
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槽式光热发电方案选择前言：自1912年由美国发明家弗兰克·舒曼在开罗采用槽式太阳能聚热技术建立世界第一个太阳能应用装置至今，已被证明槽式光热发电是一种具有发展前景的可再生能源技术。
太阳能光热发电技术目前主要有槽式、塔式、碟式、反射菲涅尔四种，其中槽式光热发电占据装机总量的70%以上，技术成熟度得到公认。
槽式光热发电的基本优势是可以借助传热介质的热惰性能有效应对多云天气的变化，在热循环系统中可保持温度相对稳定，其输出的优质电力和规模储能为电网所欢迎；槽式聚光设备经百年磨合技术参数接近极限；充分运用光谱选择性吸收原理致使其光热转化效率最高；尽管我国自然环境约束条件多，太阳能直接辐照值DNI大多低于国际通行的下限值2000千瓦时/平米/年，但槽式光热循环系统可通过多能互补充分展现储热优势；通过延长发电时数降低发电成本；通过精心设计减少初始投资；只要根据国情有针对性地不断创新，即可有效提升槽式光热发电技术在我国可再生能源发电中的市场竞争力。
图1 美国发明家弗兰克·舒曼设计的第一代槽式聚光阵列目前引进的槽式光热发电技术暴露出的主要问题是：1、初始投资大，单位投资大都在每千瓦3万元以上，无法与风电和光伏以及燃煤电站在同规模投资上竞争，在可再生能源电价进入平价时代，有被边缘化的风险；2、太阳能直接辐射值DNI决定光热电站的发电时数；发电时数同时受季节性变化、地理纬度、环境温度制约，导致聚光设备、储热设备、发电设备闲置时间较多；（见图4）3、选址约束条件多，水电路气一样不能少，环境适应性差；4、太阳能倍数与储热关联的设计理论导致镜场投资被放大；5、槽式两罐熔盐循环储热损耗大、成本高、效能低；6、传统蒸汽朗肯循环发电水耗大，成为制约选址的重要条件；7、依赖普通燃气锅炉辅助热循环，效率低，排放多，直接被环保政策所诟病。
因此，面对上述问题，在我国发展和建立槽式光热发电站就有必要对传统技术进行再创新，需要根据国情对传统技术加以改进并提出中国方案。
图2 诞生于美国的无储热槽式光热发电技术图3 首次在欧州应用的带熔盐储热设备的槽式光热发电技术图4显示的是槽式电站随季节性变化出力的实际运行状况，暴露出该技术最大缺陷就是无法保证供电连续性，无法实现人工可调控、可干预、可管理。
图4 美国Solana和Mojave两电站年度季节性运行曲线一、鼓励槽式太阳能热发电与风电、光伏互补储热推广在光热发电站内配置风电、光伏等可再生能源设施，推广燃气布雷顿发电与光热发电互补储热发电技术，其目的是降低初始投资，增加发电时数，提高市场竞争力。
电规总院和水规总院先前发布的《2016—2017年投产电力工程项目造价情况》显示，我国5个百万千瓦级二代改进型核电项目平均造价为12038元/千瓦，11个常规水电项目造价为9352元/千瓦，41个火电项目为3593元/千瓦，而风电和光伏发电分别为7587元/千瓦和7406元/千瓦。
显然，光热发电在初始投资上已经“输在了起跑线上”。
目前，风电和光伏设备市场竞争比较充分，价格降幅很大，近期GE中标内蒙古兴安盟100MW风电项目，风机报价仅3491元/kW！由此可见，把风电或光伏作为光热电站的重要组成可有效平抑光热发电初始投资，同时建立以光热发电为核心的综合能源发电基地。
传统槽式光热发电站的发电时数基本与当地的DNI相当，如果引入风电和光伏电力可借助电储热提高年发电时数和发电量，尤其是将两个不稳定电力通过储能加以均衡，可进一步增强光热电站作为电网基荷电源的能力，激发风险资本对光热发电的投资热情。
如图5所示。
图5 风电、光伏与光热发电互补示意图图6 风电、光伏运行负荷曲线选择风电互补储热，主要利用风电反调峰特性为储热设备提供辅助热源；如图6风电、光伏运行负荷曲线所示，我国风电机组夜间运行多，与负荷需求恰好相反，成反调峰状态，因此将反调峰电力用于光热发电储热，可与光热发电形成有效互补，相比光伏发电与光热发电同周期运行更有利。
图7是国内风电行业借用光热发电熔盐储热模式提出的电转热储能发电系统。
图7 国内风电行业电转热储能发电系统图8是将风力直接转换成热能，经高温熔盐存储后以输出稳定电力的一种技术模式。
显然，引入风电加大电储热比例，或将风转热直接嫁接到光热发电系统中，可有效提高储热和发电设备的利用率，减少外用电使用量，减少寄生损耗，有利降低运行成本。
图8 风力热储能发电系统，借用光热发电熔盐储热模式图9 摩洛哥Noor Midelt的800兆瓦太阳能混合发电项目，将是世界上第一个包含光伏和CSP互补热发电项目。
该项目技术人员拟采用白天PV和CSP的重叠发电来优化CSP混合存储的容量和效率，即充分利用PV白天的电力加热CSP存储介质，以保证夜间发电。
他们计划在Noor Midelt的首个混合互补存储项目中实现以每千瓦时7美分的价格提供可调度的太阳能电力。
如图10所示，该项目计划选择塔式熔盐热发电为第一级换热，将熔盐温度由170度？（最低）提升至560度，光伏电力加热为第二级换热，可根据熔盐气化点继续提高熔盐工况温度。
该电加热器采用串联模式，同样可用于槽式互补储热发电系统。
为避免光照连续不足还需要配置电网辅助电加热系统，或配置燃气补热装置，如同Abengoa在美国建立的280MW索拉纳项目一样，起初配置的光伏电站并未保证12个熔盐罐安全，最终增加燃气锅炉以规避熔盐罐及管道可能发生的熔盐凝固事故。
图10 光伏电加热辅助熔盐互补热发电系统其实，美国新月沙丘塔式熔盐热发电项目就采用了CSP-PV混合设计，其CSP 的净容量为100 MWe，PV容量为60 MW，但未选择利用PV电力进行热存储。
Abengoa近期计划将光伏或风电电加热存储技术“嫁接”到西班牙早期没有存储设备的槽式CSP工厂中，拟选择一个50MW槽式电站，初步规划用4年完成改造。
图11 风电和光伏采用电池短时存储、电转热长时存储，对光热发电构成挑战作者早在2011年就提出将不稳定的光伏或风电通过电加热装置与光热发电储热系统结合，以充分发挥光热发电特有的储热技术优势，相比化学蓄电池可实现长时储能，国内科技人员对该技术的应用也多有论证。
但是，如果风电和光伏电站如图11所示移植电储热和热发电技术，即可借助初始投资低的先发优势对光热发电技术构成挑战。
二、储热设计与太阳能倍数脱钩采用太阳能倍数与储热脱钩的设计模式，聚光镜场规模只服从（设计点选择800瓦/平米）发电设备铭牌功率，可有效降低镜场投资规模。
从美国上世纪八十年代开发槽式热发电技术初始，在电站增加储能设施其初衷是为应对夏季超过设计点的溢出，自从德国千年太阳能公司设计的两罐熔盐储热技术于2008年首次在西班牙Andasol-1号电站应用后，从实际应用效果看，尚无法达到设计目标，而初始投资却明显增多。
表1 美国Solana 、Mojave和Genesis同规模电站比较以美国Solana和Mojave两个槽式光热电站作比较，电站设计均出自西班牙Abengoa Solar公司之手，相同规模、相同设计，区别在于Solana带储热设备，而后者无储热设备，两者相差4亿美金，如和Genesis比较投资增加7.5亿美金。
如表1所示。
表2、西班牙三个电站比较西班牙安达索地区DNI略高于我国，安达索三个电站首次应用熔盐储热技术，年设计发电时数3589小时（实际运行时数相差近千小时），储热7.5小时，聚光镜面积达51万平方米，优惠电价0.32欧元/ kWh，燃气占15%，寄生损耗27.2GWh，约占发电总量的15%左右；艾波索以及索拉维的三个电站均不带储热装置，聚光镜面积分别为29万和29.43万平方米，与安达索电站相差一半，运行工况温度且高于前者。
如表2所示。
图12推广“小镜场”大储罐技术转变传统太阳能镜场必须和储热规模匹配设计和确立多能互补储热的理念极有必要，建议根据我国国情实行非匹配设计，为降低初始投资（镜场投资占总投60%），推广“小镜场”大储罐技术，镜场规模最多控制在1.5倍之内，也即按储热2小时确定镜场规模；储热设备或罐体容量按预设的储热量和发电时数选择，为风电或燃气互补储热留置容量空间。
如图12所示。
三、倡导单罐固体填充一体化储能技术为降低储能设备投资（占总投资10-15%），提倡单罐储能替代双罐储能，有效降低初始投资。
如图13所示。
图13单罐固体填充和蓄电一体化储能技术槽式太阳能储热蓄电一体化系统简介：1、本装置选用高温硅油做传热介质，工况温度400度，无低温冷凝结晶疑虑；2、采用单罐固体储热介质填充技术，替代价格昂贵的熔盐；固体填充物优先选择成本低的废弃陶瓷或冶炼废弃物钢渣、铁渣等，浇注成型置入储热罐内。
3、蓄电装置采用钠氯化物高温熔盐电池堆，中心工况温度300度；4、蓄电来源主要吸纳风电、光伏和电网超负荷过载电力；5、本装置拟参与电网削峰填谷、调频调压任务，目标为电网基荷电源。
四、燃气发电与光热发电互补储热图14摘自：NREL-52424，《Gas Turbine/Solar Parabolic Trough Hybrid Design Using Molten Salt Heat Transfer Fluid 》使用燃气发电替代现有燃气普通锅炉，利用瞬时启动快的特点，增强参与电网调峰的能力，同时利用燃气发电产生的高温排气为储热罐补热，以克服太阳能不稳定、不可控的缺陷，有效增加发电时数，提高槽式光热电站的可控性和市场竞争力。
如图14所示。
该技术不同于燃气联合发电即IGCC或ISCCS模式，燃气发电机组是为发挥光热电站特有的储热功能，以弥补光照资源不稳定和克服光热发电的间歇性提出的技术方案。
该技术既可用于槽式也可用于塔式。
2016年10月，欧盟针对欧洲南部地区DNI较低的现状，提出沼气与光热发电互补的HYSOL technology研发课题，该项目为欧盟资助项目，由西班牙ACS-COBRA牵头，欧盟内八个单位参与，包括太阳能组织PSA-CIEMAT、西班牙马德里技术大学、意大利ENEA、IDIE(西班牙)、AITESA(西班牙)、Tekniske大学(丹麦)和SDLO-PRI(荷兰)。
欧盟的燃气互补发电实验项目即HYSOL的设计和运行主要基于当地的电力需求、太阳能资源以及辅助燃料的来源、成本和特性，辅助燃料可能是化石燃料或可再生燃料。
HYSOL的概念是基于CSP电站以熔盐的形式储存热能(TES)，可以在槽式或塔式太阳能系统应用。
该电站拟采用Brayton循环，利用燃气轮机废气中的热能与传统的Rankine循环结合。
该项目宣称可高效生产清洁能源。
如图13所示。
我国光照资源相比欧洲南部相差无几，其发展观念可以借鉴，但应设法规避二氧化碳和氮氧化物排放问题。