T-CEPPEA 5068-2025 太阳能热发电站水工设计规范1

ICS27.1602025-02-28发布2025-06-09实施中国电力规划设计协会发布T/CEPPEA5068—2025前言 V 12规范性引用文件 13术语和定义 24总体要求 35水源和水务管理 35.1水源 35.2水量和水质 35.3水务管理 46补给水系统 56.1通用要求 56.2取水设施和净水站 56.3输水设施和水池 57主机冷却系统 67.1通用要求 67.2直接空冷系统 67.3防冻措施 78辅机冷却系统 78.1通用要求 78.2辅机空冷系统 8.3辅机湿冷系统 88.4辅机干湿联合冷却系统 88.5防冻措施 99污废水处理及回用 99.1工业废水处理系统 99.2生活污水处理系统 9.3蒸发塘工艺系统 10排水系统 10.1通用要求 10.2排水设计 11水工建(构)筑物 11.1电站防排洪设施 11.2蒸发塘 TⅡ11.3其他水工建(构)筑物设计 附录A(资料性)太阳能热发电站水量计算示例 附录B(资料性)太阳能热发电站空冷设计气温计算示例 附录C(资料性)太阳能热发电站蒸发塘工艺计算示例 附录D(资料性)太阳能热发电站蒸发塘池底及岸坡防渗结构示意 3参考文献 Ⅲ本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力规划设计协会标准化专业委员会提出并归口。本文件起草单位：中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司。侯宪安、杨迎哲、张爱军。VT/CEPPEA5068—2025太阳能热发电站不仅能利用优质可再生能源发电，还可以参与电网调峰，极具发展前景。光资源较好的地区普遍干旱缺水且生态环境较为脆弱，太阳能热发电站水工设计需要对水资源管理和水环境保护提出更高的要求。受光资源条件及储热系统容量大小的限制，太阳能热发电站通常不连续发电，机组启停频繁。常规电站冷却系统设计气温计算方法以电站连续运行为前提条件，需要根据太阳能热发电站非连续运行的特征进行必要修正和完善。太阳能热发电站多利用蒸发塘浓缩高盐废水，有必要对其设计要点进行归纳与总结。为促进太阳能热发电技术可持续发展，在节约用水、冷端优化和环境保护等方面进行积极引导和规范，在调研和总结近年太阳能热发电站水工设计、施工和运行等方面实践经验的基础上，制定了本1T/CEPPEA5068—2025太阳能热发电站水工设计规范建(构)筑物等水工设计方面的技术要求。型太阳能热发电站水工系统的设计参考使用。下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文GB3838地表水环境质量标准GB5749生活饮用水卫生标准GB8978污水综合排放标准GB18918城镇污水处理厂污染物排放标准GB/T18920城市污水再生利用城市杂用水水质GB/T19923城市污水再生利用工业用水水质GB29743(所有部分)机动车发动机冷却液GB50014室外排水设计标准GB50049小型火力发电厂设计规范GB50660大中型火力发电厂设计规范GB/T51106火力发电厂节能设计规范GB/T51307塔式太阳能光热发电站设计标准GB/T51396槽式太阳能光热发电站设计标准GB55026城市给水工程项目规范GB55027城乡排水工程项目规范GB55036消防设施通用规范GB55037建筑防火通用规范DL/T5046发电厂废水治理设计规范DL/T5339火力发电厂水工设计规范DL/T5507火力发电厂水工设计基础资料及其深度规定DL/T5513发电厂节水设计规程DL/T5545火力发电厂间接空冷系统设计规范HG/T20721浓盐水蒸发塘设计规范SL274碾压式土石坝设计规范2T/CEPPEA5068—20253术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1将太阳能转化为热能，通过热功转换过程发电的电站，一般由集热场、发电区和相关配套设施组成。注：常见的太阳能热发电站包括塔式、槽式和线性菲涅尔太阳能热发电站。法向直射辐照度directnormalirradiance;DNI太阳光直接辐射在与射束垂直的平面上的辐照度。注：单位：W/m²。[来源：GB/T51396—2019,2.0.13,有修改]典型太阳年typicalsolaryear分析太阳能光热发电站所需要的关于直接辐射和其他相关气象变量的完整标准数据库。该数据库能够作为某地一年的辐射度估计的参考，具有长期变化特性。空冷典型年typicalreferenceyear电力工程空冷系统设计采用的关于气温和其他相关气象变量的完整标准数据库。该数据库能够作为某地一年的气温估计的参考。纯凝工况、夏季设计气温、机组铭牌出力时的单位装机容量的耗水流量。由储热区域、蒸汽发生器区域、汽机房、辅助加热区域、集中控制室和其他有关发电设施组成的相对集中的区域。熔盐区moltensaltblock由熔盐储罐及其辅助设备组成的相对集中的区域，通常采用下沉式布置。槽式太阳能热发电站导热油膨胀罐、导热油缓冲罐等油罐通常集中布置在一起形成导热油罐区，其外围通常设置有围堤或围堰。溶液中所含盐分的量与溶液体积之比。3T/CEPPEA5068—20254总体要求4.1电站设计应有完整和正确的基础资料，在不同设计阶段应符合GB/T51307、GB/T51396以及DL/T5507的要求，并结合工程具体情况，充分掌握并正确使用设计基础资料。4.2供水水源应落实可靠。应取得有关部门的书面同意文件，并执行水行政主管部门对取水许可的批复意见。4.3水工设计应采取切实措施，减少废水污水和噪声对环境的影响。污废水的处置方式噪声的控制应执行环境影响报告书及批复意见，满足环境保护要求。4.4水工设计应采取节能降耗和碳减排措施，并符合GB55026、GB55027GB55036、GB55037GB/T51106的有关规定。5水源和水务管理5.1.1应结合当地水利规划农业、工业和其他用水情况选择水源，并开展相关的论证工作。5.1.2缺水地区电站生产用水优先利用城市再生水、矿区排水或地表水，不宜取用地下水。5.1.3电站生活水源和消防水源宜采用城市自来水、地表水或地下水。5.1.4电站供水水源的设计保证率不应低于95%。5.1.5采用城市再生水作为水源时，应根据污水处理厂现状和规划来水量及水质情况、处理工艺及运行情况、出水水量及出水水质情况、其他用户情况等分析确定可供电站使用的水量。5.1.6采用矿区排水作为水源时，应根据补给范围、边界条件水文地质特征及补给水量，并结合矿井开采规划和疏干方式，分析确定可供电站使用的矿区稳定的最小排水量。5.1.7采用地表水作为水源时，在下述情况下，仍应保证满负荷运行所需水量。a)当从天然河道取水时，应按照保证率为95%的最小流量考虑；并应扣除取水口上游必须保证的工农业规划用水量和河道水域生态用水量。b)当河道受水库、湖泊、闸调节时，应按照保证率为95%的最小调节流量考虑；并应扣除取水口上游必须保证的工农业规划用水量和生态用水量。c)当从水库、湖泊、闸坝取水时，应按照保证率为95%的枯水年最小供水量考虑。5.2水量和水质5.2.1太阳能热发电站的用水量应根据下列各项确定：化学水处理系统用水；—凝汽器冷却用水；—工业用水；—生活用水；—其他用水。5.2.2化学水处理系统用水量应根据下列各项确定：水汽循环损失；T/CEPPEA5068—20254冷却设施清洗用水；镜面清洗用水；—其他用水。5.2.3集热场镜面水洗清洗强度和清洗频次宜根据设备厂资料确定。缺少相关资料时，清洗强度可按0.5L/(m²·次)～0.7L/(m²·次)取值，清洗频次可按照30次/年～60次/年取值。5.2.4机组连续运行水汽循环损失宜根据热力系统设备厂资料确定。缺少相关资料时，可按最大连续蒸发量的2%～3%取值。5.2.5主机冷却采用直接空冷系统时，空冷凝汽器清洗强度和清洗频次宜根据设备厂资料确定。缺少相关资料时，可按0.3L/(m²·次)～0.7L/(m²·次)取值，清洗频次可按照2次/年～3次/年取值。5.2.6机组连续运行蒸汽发生器排污损失宜根据蒸汽发生器设备厂资料确定；缺少相关资料时，可按最大连续蒸发量的0.3%～1%取值。5.2.7承担对外供热或供汽功能的太阳能热发电站，化学水处理系统用水量计算时还应包括对外除盐水损耗。5.2.8水量计算宜考虑机组启停耗水量，先后计算出除盐水消耗总量和机组工业水需水量，计算方法可参见附录A。5.2.9用水水质应根据生产、生活和消防用水的要求确定，并符合下列规定：a)发电机组热力系统补给水宜为除盐水；b)集热场镜面清洗水宜为软化水或除盐水；C)翅片式换热器清洗及喷雾降温宜为除盐水；d)生活饮用水的水质应符合GB5749的要求；e)杂用水水质应符合GB/T18920的要求；f)回用水水质应根据回用水用途确定；当回用水系统的供水用手多种用途时，其水质标准应按最高要求确定。5.2.10除本文件规定的要求之外，电站水量计算和水质要求还应符合DI/T5339的相关规定。5.3.1电站水务管理应符合GB3838GB5749GB-8978GB18918、DL/T5513和DL/T5339等的有关规定，并应满足电站所在地区的其他有关规定和要求5.3.2电站设计应对各类供水、用水、排水进行全面规划、综合平衡和优化比较，并符合下列要求。a)应根据站址所在地的水资源条件，因地制宜，合理选择主机冷却和辅机冷却系统型式。b)缺水地区主机冷却和辅机冷却宜采用空冷系统。c)除各工艺系统采取合理的节水工艺和节水设备外，应优化用水流程，提高复用水率和废水回收率；各种废水宜按照水质条件优先考虑直接回用，不能直接回用的废水，宜根据各工艺系统对水质的要求，选择适宜的废水处理方式经处理后回用。d)应根据水源条件及环保要求确定废水排放方式；在没有纳污条件或环保不允许外排水时，应采用全厂零排放。5.3.3设计耗水指标计算时，耗水量应包括厂内各项生产、生活和未预见用水量，不包括厂外输水管道损失水量、原水预处理系统或再生水深度处理系统的自用水量。5.3.4电站的设计耗水指标应根据当地的水资源条件和采用的相关工艺方案确定，并符合表1的规定。T/CEPPEA5068—20255表1太阳能热发电站设计耗水指标序号冷却方式设计耗水指标/[m³/(s·GW)]小型太阳能热发电站(发电机组容量<50MW)大中型太阳能热发电站(发电机组容量≥50MW)1主辅机循环供水系统2主机空冷、辅机湿冷/干湿联合≤0.153主辅机空冷≤0.15≤0.125.3.5电站中的供、排水系统应配置必要的计量和监测装置。水量计量装置和水质监测装置应根据电站用水和排水的特点、介质的性质、使用场所和功能要求进行选择。5.3.6缺水地区建设的太阳能热发电站，集热场镜面清洗设施应采用节水型装置，并宜具有干式清洗模式。5.3.7蒸汽发生器排污废水应进行收集、降温、重复利用6补给水系统6.1通用要求6.1.1电站应根据规划容量和冷却方式确定补给水系统的建设规模。6.1.2电站应根据水源类型、设计流量、地形地质条件、输水距离及高差等因素综合确定补给水系统的型式和配置。6.1.3新能源基地或园区内建设的电站，其站外补给水系统宜由基地或园区统筹规划和建设。6.1.4净水站宜设置在电站站区内。6.1.5多水源供水时，结合各水源供水条件确定补给水系统配置，可共用贮水池及补给水管等设施。6.1.6当水源水质有季节性恶化时，经技术经济比较，可设调蓄水池或备用水源。6.2取水设施和净水站6.2.1水库、湖泊、河道中取水设施设计应符合GB55026、DL/T5339有关规定。6.2.2净水站设计应取得可利用水源的水质全分析资料。净水站相关设施设计应符合GB55026DL/T5339有关规定。6.2.3寒冷地区的净水构筑物宜建在室内或采取加盖等保温措施。6.3输水设施和水池6.3.1补给水管的条数宜按照规划容量设置2条，并可根据工程具体情况分期建设。当有一定容量蓄水池或采用其他供水措施作为备用时，也可设置1条。当采用单条补给水管时，蓄水池的容积应根据水源情况、检修条件及检修时长等因素确定。6.3.2当补给水系统需中继升压时，应设置贮水池和升压水泵房。贮水池容积不宜小于最大1台水泵0.5h的输水量。6.3.3用于贮存泥沙含量较大的原水蓄水池不宜少于2格，并应设排泥设施或有清淤条件。6.3.4工业水池有效容积宜根据蓄水池和净水站配置以及事故检修时长等因素确定，并不宜小于4h的工业水用水量。T/CEPPEA5068—202566.3.5当工业水池和消防水池合并时，应采取确保消防用水量不作他用的技术措施。7主机冷却系统7.1通用要求7.1.1电站主机冷却系统的选择，应根据水源条件规划容量机组类型和运行方式，经技术经济比较确定，并符合下列规定：a)缺水地区的太阳能热发电站，主机冷却宜采用机械通风直接空冷系统；b)当主机冷却采用自然通风冷却系统时，应分析和评估冷却塔遮挡对集热场集热效率的影响。7.1.2应收集和分析当地空冷典型年和典型太阳年气象资料，确定主机冷却系统的设计气温。7.1.3主机冷却系统设计中，宜考虑电站储热时长和汽机运行方式的影响因素。7.1.4应通过优化计算确定机组主机冷却系统参数配置。7.2直接空冷系统7.2.1应对空冷典型年干球气温数据与典型大阳年干球气温数据进行对比和分析，设计气温计算宜符合下列规定：a)当采用典型太阳年干球气温数据计算得到的设计气温高于采用空冷典型年数据计算得到的设计气温时，宜采用典型太阳年干球气温及相应的气象数据开展直接空冷系统设计；b)应根据电站的储热时长和发电机组在不同时段的规划运行方式，扣除停运时段的干球气温统计数据后再进行设计气温计算；c)某时段内机组发电量低于额定出力时，机组发电量可按照额定出力计，发电小时数宜按照相应折减小时数计算，机组发电量和发电小时数折减处理方法可参照附录B算例；d)气温分级数据整理时，气温上限和气温下限之间的差值不宜大于2℃,宜将气温上限和气温下限之间的小时数累和作为该气温分级的折算运行小时数，大气压和风速等气象数据宜按照折算小时数进行加权平均；e)设计气温宜根据按照上述方法进行处理后的气温分级数据，按5℃以上年加权平均法计算设计气温并向上取整，5℃以下按5℃计算；f)夏季设计气温可根据处理后的气温分级统计表，结合累计出现频率及机组利用小时数，在不超过200h范围内取值确定。7.2.2直接空冷系统优化计算宜采用年费用最小法，并宜符合下列规定：a)优化计算时宜采用汽轮机额定进汽量下的排汽参数；b)水泵、风机等运转设备的电价宜按发电成本计算；c)汽轮机微增出力收益评价时可不考虑折减系数；d)工程的经济使用年限可取20年；e)直接空冷系统优化范围应包括：空冷凝汽器面积空冷凝汽器迎风面风速冷却单元数空冷平台高度、轴流风机及电动机配置等。7.2.3排汽压降宜根据汽轮机排汽方式、排汽装置设置与否、排汽管道设计参数和布置形式等计算T/CEPPEA5068—20257确定。7.2.4直接空冷系统设计时宜留有设计裕量，设计裕量选取宜考虑下列因素：a)当采用空冷典型年干球气温数据开展直接空冷系统设计时，宜在设计裕量中考虑基础气温数据序列选取可能造成的偏差；b)系统可能受到的环境风影响；c)空冷凝汽器性能测试环境与工作环境偏差；d)可通过增大通风能力实现设计裕量，风机最高转速宜为额定转速的110%,当通过技术经济比较合理时，可采用更高的转速。7.2.5直接空冷系统风机宜选择变频调速风机，变频装置容量应与风机电动机容量相匹配。7.2.6直接空冷平台应远离熔盐罐等露天热源，并避开露天热源热季下风向。7.2.7直接空冷系统横向风的设计风速应根据电站所在地的气象资料确定，不宜小于最大月平均风速换算到蒸汽分配管上部1.0m标高处的风速。蒸汽分配管布置在空冷凝器下方时，应为空冷凝汽器设备最高处上部1.0m标高处。7.2.8抽真空系统宜配置2台抽真空设备，每台抽真空设备的容量应满足冷端设备正常运行抽干空气量100%的需要。当所有抽真空设备投入运行时，应能满足机组启动时建立真空度的时间要求。7.2.9抽真空设备采用水环式真空泵时，应配备有效的防气蚀措施。7.2.10空冷凝汽器应设置清除其外表面积尘的清洗设施。7.2.11空冷平台下或附近布置的建、构筑物及设备应考虑对直接空冷系统进风的影响。7.2.12除本文件规定的要求之外，主机冷却系统的设计应符合GB50049GB50660和DL/T5339的有关规定。7.3防冻措施7.3.1寒冷和严寒地区的主机直接空冷设施，应根据所在地气象数据和机组每天启停特点采取可靠的防冻措施。7.3.2空冷凝汽器的凝结水收集联箱及其他水管道和容器应具有一定的排水坡度，系统能够及时排空。7.3.3空冷凝汽器宜选择防冻性能相对较好的单排管产品，并相应配置一定比例的逆流管束。7.3.4宜在每根蒸汽分配主管道上设置防冻隔离阀，与防冻隔离阀相对应的抽真空管道宜同步设置必要的控制阀门。7.3.5控制系统配置应能够根据机组负荷和环境温度变化自动调节风机转速和工作台数。系统测点的设置和监控水平应与自动化水平及防冻要求协调一致。空冷系统的监视和控制应纳入电站分布式控制系统(DCS)。7.3.6寒冷地区的主机冷却系统，室外布置的水、汽阀门及管道应设置必要的电伴热或其他保温措施。8辅机冷却系统8.1.1辅机冷却系统设计中，应收集和分析当地的气象资料。如采用空冷系统，除空冷典型年气象资料外，还应收集当地大风等极端气象资料。8.1.2主机采用直接空冷系统时，辅机冷却水系统宜单独设置。8.1.3电站辅机冷却系统的选择，应根据水源条件、规划容量、气象条件和运行方式，经技术经济比较确a)缺水地区建设的太阳能热发电站，当空冷典型年累积小时数为100h对应的干球气温值低于T/CEPPEA5068—2025830℃时，辅机冷却系统宜采用带机械通风冷却塔的空冷系统；b)缺水地区建设的太阳能热发电站，当夏季设计干球气温较高，采用空冷系统无法完成冷却任务或配置不合理时，辅机冷却系统可采用带机械通风冷却塔的干湿联合冷却系统；c)非缺水地区建设的太阳能热发电站，辅机冷却系统可采用湿冷系统。8.1.4辅机冷却水系统规模应根据各设备对冷却水水量、水温要求确定。8.1.5辅机冷却系统宜配置2台辅机冷却水泵，其中1台为备用泵。8.2辅机空冷系统8.2.1辅机空冷系统宜采用机械通风冷却方式；机械通风冷却塔风机宜选配变频电机。8.2.2设计气象参数宜根据空冷典型年干球温度统计表，温度从高到低取累计约100h对应的干球温度作为辅机冷却水干冷系统设计气温，大气压力和相对湿度宜与该气温对应，在上述气象条件下，干冷塔出水温度不宜高于38℃;当辅机设备允许时，干冷塔的设计出水温度可适当提高。8.2.3辅机空冷系统宜采用双流程空冷散热器，其布置型式应根据辅机冷却水量、运行方式、气象条件场地布置和施工等条件确定。8.2.4散热器管束采用钢管时，宜选用不锈钢材质；散热器管束采用铝管时，应严格监测和控制循环冷却水pH值。8.2.5各辅机设备对冷却水的进出水温度和温升要求差别较大时，可采用独立的冷却系统。8.2.6辅机空冷系统辅机冷却水泵和高位膨胀水箱宜布置在主厂房内。8.2.7除本文件规定的要求之外，辅机空冷系统的设计应符合GB50049GB50660、DL/T5339和DL/T5545的有关规定。8.3辅机湿冷系统8.3.1辅机湿冷系统宜采用机械通风冷却方式；当环境气温季节性波动较大时，机械通风冷却塔风机可选配变频电机或双速电机。8.3.2辅机冷却水湿冷系统的设计应满足夏季条件下辅机冷却的要求，设计气温可根据按湿球温度频率统计方法计算的频率为10%的日平均气象条件确定。在上述气象条件下，湿冷塔出水温度通常不宜高于33℃;当辅机设备允许时，湿冷塔的设计出水温度可适当提高。8.3.3机械通风冷却塔不宜少于2格，可不设备用格，但总冷却能力宜留有不少于20%的余量，且当1格检修时，其余冷却塔的冷却水量不应小于总冷却能力的75%。8.3.4机械通风冷却塔应装设高效除水器。技术经济比较可行时，可采用带冷凝模块的节水型冷却塔。8.3.5寒冷地区辅机湿式冷却塔宜布置在主机直接空冷平台的冬季下风侧。8.4辅机干湿联合冷却系统8.4.1辅机干湿联合系统宜采用空冷单元和蒸发冷却单元串联布置的分建式联合冷却装置，空冷单元与蒸发冷单元数量比例应协调。当湿段的湿热空气不流经空冷散热器时，干湿联合系统也可采用合建式。8.4.2辅机干湿联合系统的空冷单元宜采用机械通风冷却方式，配置变频风机，转速宜为20%～100%。8.4.3缺水地区建设的太阳能热发电站，干湿联合系统空冷单元宜按照常年运行考虑，并在严寒气候下起主导作用。8.4.4干湿联合系统空冷单元的设计气温应根据气象条件水源条件、热源条件和运行方式，经技术经济比较确定，并符合下列规定：a)缺水地区建设的太阳能热发电站，干湿联合系统空冷单元的设计气温不宜低于25℃;9T/CEPPEA5068—2025b)在设计气温条件下，干湿联合系统出水温度不宜高于38℃;c)环境气温高于空冷单元设计气温时，蒸发冷却单元应自动投入运行。8.4.5干湿联合系统空冷单元和蒸发冷却单元总的散热能力应满足夏季条件下辅机冷却的要求。8.4.6空冷单元宜采用双流程空冷散热器，散热器管束材质选择应符合8.2.4的有关要求。8.4.7空冷单元应配置清洗装置，清洗用水宜采用软化水或除盐水。8.4.8蒸发式冷却器换热管道材质宜采用不锈钢材质光管换热器或不锈钢材质板式换热器，并配套物理除垢设施。8.4.9蒸发式冷却器喷淋水可采用工业水或软化水，喷淋水管道系统应设旁路过滤装置。8.4.10蒸发式冷却器上方应装设高效除水器或冷凝模块等除水装置。8.5防冻措施8.5.1寒冷和严寒地区的辅机冷却设施，应采取防冻保温措施。8.5.2寒冷地区辅机冷却系统应设置必要的放空设施，各种水工艺管道均应考虑一定的坡度。当采用辅机空冷和干湿联合系统时，冰冻线以上的循环冷却水在机组停运时应全部泄放至地下贮水箱。8.5.3辅机空冷系统或干湿联合系统空冷单元地下贮水箱有效容积应能够容纳冰冻线以上空冷散热器设备及管道内所有水量的总和。8.5.4寒冷地区空冷散热器冷却三角顶部排气补气装置应有可靠的防冻保护措施。8.5.5寒冷地区的辅机空冷系统或干湿联合系统的空冷单元，室外布置的阀门和管道应采取必要的保温措施。8.5.6寒冷地区空冷散热器冷却三角进风口应设置百叶窗或防冻卷帘，并配置相应的自动控制系统。8.5.7寒冷地区的辅机空冷系统或干湿联合系统空冷单元，冬季循环水运行温度不宜过低；运行初期或缺乏相关经验时宜先设置一个较高的运行温度，待掌握了定的冬季运行经验后再进行优化和调整。8.5.8寒冷地区的辅机空冷系统或干湿联合系统空冷单元，宜在进出冷却装置的循环水管道之间设置旁路管道及旁路控制阀。机组冬季启动时，先旁路运行，待循环水水温升高到一定温度，再进行充水操作。8.5.9寒冷地区辅机冷却水系统经常处于干湿交替状态的管道和部件宜考虑必要的防腐措施。8.5.10严寒地区辅机空冷系统或辅机干湿联合冷却系统可采用防冻混合液作为冷却介质，并符合下列规定：a)防冻液宜选用有机型乙二醇防冻液；b)防冻液应具有合适的腐蚀抑制体系，对于有机型乙二醇防冻液，碱度储备不宜低于5mL;c)应根据当地气候条件选择防冻混合液的冰点，宜以比当地最低气温低5℃~10℃;d)在进行系统设计时应按防冻混合液的比热容计算换热面积，按防冻混合液的热膨胀率计算确定膨胀水箱容积；e)防冻液产品应符合GB29743(所有部分)的有关规定；f)防冻液产品具有一定毒性，应避免入口；g)废弃的防冻液应妥善处理和处置，不可随意排放。9污废水处理及回用9.1工业废水处理系统9.1.1工业废水处理系统的出水水质与工艺流程应根据电站的容量、重复利用及排放的要求等因素综合确定。回用于除盐水制备的工业废水出水水质应符合除盐水制备工艺要求的进水水质，悬浮物不宜超T/CEPPEA5068—2025过20mg/L,油脂含量不宜超过1mg/L。9.1.2工业废水处理系统的出力应根据水质、水量、排放频率、调节能力等因素综合确定。9.1.3核心发电区含油废水可采用事故水池临时收集和处置，事故水池容积应考虑消防水量雨水等可能汇入的水量。9.1.4除盐水制备排放的高悬浮废水宜进行澄清、过滤处理后复用。9.1.5除本文件规定的要求之外，电站工业废水处理系统设计应符合GB50014和DL/T5046的相关9.2生活污水处理系统9.2.1生活污水宜处理达标后重复利用。当回用于绿化、道路及广场浇洒时，处理后的水质应符合GB/T18920的相关规定。当回用于生产杂用水时，处理后的水质应符合GB/T19923的相关规定。9.2.2生活污水处理设备前应设置调节池。9.2.3生活污水量宜按照生活用水量的80%～90%确定。9.2.4生活污水处理工艺宜根据进出水水质要求确定。根据再生水的用途和水质要求，可采用生物接触氧化工艺或膜生物反应器(MBR)工艺9.2.5电站生活区贴近发电核心区建设时，生活污水处理设施宜合并设置。电站生活区远离发电核心区时，生活污水处理设施可分别设置，避免长距离输送污水。9.2.6电站周边有市政排水管道或污水处理厂时，生活污水宜排入市政污水处理系统统一处理。9.3蒸发塘工艺系统9.3.1电站厂址所在地满足日照强烈、降水量小蒸发量大等条件时，站内高盐废水处理宜采用蒸发塘9.3.2蒸发塘工艺系统设计符合下列规定：a)进入蒸发塘的废水应符合HG/T20721的要求；b)蒸发塘宜根据盐水浓度及当地气象条件合理分区，可分为进水调节区、蒸发浓缩区、过饱和结晶区、干盐区；c)蒸发塘宜布置在电站主导风向的下风侧，并避开易积水内涝区域。9.3.3蒸发塘主体占地面积由蒸发塘净蒸发面积与超高高度及生产调节预留深度的投影面积共同组成。蒸发塘净蒸发面积的计算及复核可参照附录C。9.3.4蒸发塘总深度应由有效水深、超高高度和生产调节预留深度组成，宜在2m～4m之间。蒸发塘超高高度应由最大风浪高度、暴雨调节高度和设计安全预留高度确定，超高高度不宜低于0.5m。其中，最大风浪高度可参考SL274的有关规定进行计算。生产调节预留深度应综合考虑月最低蒸发量最大降水量、系统最大进水量、事故状态等各种不利条件进行深度核算，深度不宜低于0.5m。9.3.5蒸发塘库容应结合当地气象资料中的蒸发量及降水量按月对比进行计算及复核，总库容不应低于全年蒸发不利阶段内的浓盐水进水量。注：总库容是指总深度以下蒸发塘各区容积的总和。全年蒸发不利阶段是指因蒸发量降低、降水量及运行排水量增加以及事故状态等各种不利条件所引起的蒸发塘处理效率降低的阶段。9.3.6蒸发塘分区设计满足下列规定：a)蒸发塘各分区设计宜满足进水调节蒸发浓缩、过饱和结晶干盐的功能，各区面积由累计盐水浓度计算确定；b)累计盐水浓度应由蒸发塘进水的含盐量浓盐水全组分分析数据和各蒸发区的蒸发量计算得出：c)进水调节区宜按照低、中、高三种液位设计；d)蒸发浓缩区末端盐水浓度应达到饱和结晶浓度；T/CEPPEA5068—2025e)过饱和结晶区内各单元面积宜小于蒸发浓缩区；f)干盐区内各单元有效深度不宜超过1米。9.3.7蒸发塘应至少分成两组并列运行的子系统，每个子系统宜留有适当的生产调节容积。9.3.8蒸发塘的单元划分满足下列原则：a)宜满足并行原则，并具备调节水量功能；b)池型应结合地形，满足处理工艺的要求；c)单个单元面积不宜超过4万平方米。9.3.9结晶体收集系统宜按照下列原则进行设计：a)宜根据结晶盐泥处置情况设置结晶体收集系统；b)蒸发塘中的盐泥宜脱水后转运至结晶盐泥安全处置单元，或外委给专业处理单位处理。9.3.10除本文件规定的要求之外，电站蒸发塘系统设计应符合HG/T20721的相关规定。10排水系统10.1.1电站排水系统的设计应符合GB55027和GB50014的相关规定。10.1.2蒸汽发生器排污、高悬浮废水，高含盐废水生活污水及含油废水等各类污、废水应按清污分流的原则分类收集输送，并应根据其污染程度、复用和排放要求进行处理和处置。10.1.3生产性废水不应排入生活污水系统。10.1.4对外排放污废水的水质应符合国家现行相关标准的要求和环保部门的许可。10.1.5排水管沟的平面位置和高程应根据地形.道路情况、土质地下水位、地下设施施工条件等因素综合确定。10.1.6输送腐蚀性污水的管渠应采用耐腐蚀材料，其接口及附属构筑物应采取相应的防腐蚀措施。10.2.1核心发电区含油废水管道及处理设施宜单独设置。变压器油坑等含油废水宜排放至事故油池，事故油池应具有油水分离功能。10.2.2槽式电站导热油罐区油罐排污和清洗废水不应直接进入核心发电区排水管道系统，可单独设置回收装置集中处理。其他污染程度较轻的生产性废水在排人核心发电区含油废水管道时应设置水封装置。10.2.3核心发电区内的生产废水宜根据其不同的回用要求和处理方法设置专用的废水管道。含有腐蚀性物质油质或其他有害物质的废水、温度高于40℃的废水应经处理合格后方可排入厂区生产废水管道系统。受有害物质污染的场地的雨水应经处理达标后方可接入相应的排水管道。10.2.4集热场雨水宜散排，场地竖向规划和设计应满足雨水散排的要求。10.2.5核心发电区雨水宜根据竖向布置，采取散排或有组织排水。采用有组织排水时，宜根据周边地势条件.选择相对低洼区域作为雨水排放点，排水口的位置和型式应避免对集热场设施基础造成冲刷。10.2.6槽式电站导热油罐区未受到污染的雨水可采用管道排至区外。雨水管道重力流排出防火堤之前应设置水封装置。雨水排水管穿越防火堤处应采用不燃烧材料严密封闭并应设置能在区外操纵的封闭装置。10.2.7熔盐区未受到污染的雨水可收集后通过提升设备排至周边区域。提升设备宜布置在熔盐区防火堤或围堰以外。10.2.8污废水排放口的数量及设置应根据项目环保要求确定。T/CEPPEA5068—202511水工建(构)筑物11.1电站防排洪设施11.1.1电站防排洪应根据批准的《洪水影响评价报告》确定的防排洪原则进行设计，并与当地区域防排洪整体规划相协调。《洪水影响评价报告》应在可行性研究阶段完成，并经具有管理权限的水行政主管部门审查批准。11.1.2电站防排洪宜在首期工程中按规划容量统一规划，分期实施。11.1.3电站高价值设备重要设施及危废处置建(构)筑物应避开汇水量较大的自然冲沟及积水严重区域。当无法避开时，应采取防洪水浸泡及防水流冲刷工程措施。11.1.4电站防排洪设计应结合自然条件及各分区的安全要求进行，按照随坡就势的原则因地制宜地采用排洪沟、防洪堤、截洪沟、防洪围墙等多种工程措施11.2.1蒸发塘坝顶标高应满足100年一遇的防洪要求。11.2.2蒸发塘安全防护及监测系统设计宜符合HG/T20721的有关规定。11.2.3蒸发塘池底应保证蒸发塘排水所需的最小坡度，平整后的各区域池底均应就近坡向渗漏监测井。11.2.4场地平整应与压实地基处理相结合，其平整度清洁度等应满足防渗系统的铺设要求，压实度不低于0.95。11.2.5蒸发塘的建设宜采取半挖半填方式，筑坝材料优先在蒸发塘选址内就地取材。围堤设计宜符合SL274的有关规定。11.2.6蒸发塘应设置拦洪坝截洪沟等满足防洪要求的自流式排洪设施，不得采用以水泵等机械为主的排洪方式。11.2.7风沙较大地区建设的蒸发塘宜设置防沙系统。11.2.8蒸发塘常年主导风向下风侧边坡外沿处宜设置防浪系统。11.2.9蒸发塘各区必须设置人工整体式防渗系统，设计文件中应明确提出防渗层施工技术要求。11.2.10蒸发塘防渗层结构可参照附录D所示结构做法或按HG/T20721相关要求进行设计。11.2.11人工防渗层的土工膜渗透系数不应大于1.0×10-¹²em/s,防渗土工膜厚度不应低于2.0mm,其他参数可参考GB/T17643、CJ/T234、GB/T17639中的相关指标执行。11.2.12管道横穿人工防渗层时应采取可靠的防渗连接措施。11.2.13蒸发塘不再继续使用时应按照相关标准规范要求另行封场设计，封闭处理。11.3其他水工建(构)筑物设计除本文件规定的要求之外，水工建(构)筑物结构设计应符合GB50049GB50660、GB/T51307GB/T51396和DL/T5339的有关规定。T/CEPPEA5068—2025(资料性)太阳能热发电站水量计算示例A.1水量计算基础数据某塔式太阳能热发电站基础设计数据如下：机组正常利用小时数：4287h;机组年启停次数：440次；集热系统配置：定日镜7400面，单镜面积178m²;主机冷却系统配置：采用机械通风直接空冷系统，单排管凝汽器，总散热面积约93万m²,共24个冷却单元；辅机冷却系统配置：机械通风湿式冷却塔A.2除盐水消耗量计算A.2.1连续运行工况除盐水消耗量根据热力系统设备厂提供的相关资料，机组连续运行工况条件(额定出力)下，蒸汽发生器排污水量约为2.54m³/h。按照机组正常利用小时数4287h计算，连续运行工况需要补充的蒸汽发生器年排污损失除盐水量为：2.54×4287≈10889m³。除了蒸发器排污，还应该考虑热力系统其他的杂项除盐水消耗(蒸汽发生器排污以外的蒸汽损失、取样损失、闭式冷却水系统损失等)。根据设备厂资料，这部分除盐水消耗量约为1.78m³/h。按照机组正常利用小时数4287h计算，连续运行工况需要补充的杂项除盐水消耗为：1.784287≈综上，机组正常连续运行工况下除盐水年消耗量为：10889+7631=18520m³。A.2.2机组启动过程除盐水消耗量鉴于太阳能热发电站频繁启停的运行特点，机组年启停次数较多，机组启动工况的除盐水量消耗可单独进行计算。根据热力设备厂提供的相关资料，机组启动过程中，蒸汽发生器排污水量约为53.26m³/次。按照机组年启动次数440次计算.机组启动过程需要补充的蒸汽发生器年排污损失除盐水量为：53.26×440≈23434m³。同样.需要考虑热力系统其他的杂项除盐水消耗(蒸汽发生器排污以外的蒸汽损失、取样损失闭式冷却水系统损失等)。根据设备厂资料，这部分除盐水消耗量约为3.56m³/次。按照机组年启动次数440次计算，机组启动过程需要补充的杂项除盐水消耗为：3.56×440≈1566m³。综上，机组启动过程除盐水年消耗量为：23434+1566=25000m³。A.2.3定日镜镜面清洗除盐水耗水量结合定日镜设备厂建议及项目当地气候条件，每面定日镜按照每周清洗1次考虑。本项目集热场共配置有7400面定日镜，每面镜子冲洗耗水量约为0.09m³/次。因此，定日镜镜面清洗用除盐水年消耗量为：0.09×7400×52=34632m³。T/CEPPEA5068—2025根据空冷凝汽器设备厂建议及项目当地气候条件，空冷凝汽器每年清洗频次按照9次考虑。本项目主机冷却机械通风直接空冷系统共配置24个单元，每个单元清洗时长2.5h,清洗水用量约为10m³/h。因此，直接空冷系统凝汽器清洗用除盐水年消耗量为：10×2.5×24×9=5400m³。机组年除盐水总耗水量为：18520+25000+34632+5400=83552m³。根据项目除盐水制备工艺及设备厂家资料，由生水制备除盐水的产率系数大约为70%。制备全年除盐水需要的生水量为：83552/0.7≈119360m³除生水外，尚需要的工业净水包括辅机冷却补水量暖通工用量。各项用水量计算与常规发电项目类似，这里不再一赘述，数值详见表A.1。各项废水中，蒸汽发项目年工业净水用量为：119360+65491+4098+730+2628-34323=157984m³。序号耗水量/m³单位注释1除盐水总消耗量1.1～1.6项之和直接空冷系统清洗用水量见A.2.4部分说明集热场镜面清洗用水量见A.2.3部分说明正常运行工况排污水量见A.2.1部分说明正常运行工况杂用除盐水量m见A.2.1部分说明启动期间系统排污水量见A.2.2部分说明启动期间系统杂用除盐水量见A.2.2部分说明2除盐水制备用工业水量见A.3.1部分说明3暖通专业工业水用量4其他杂用工业水用量5生活水用量6辅机冷却补水量7可回收的蒸汽发生器排污水量1.3与1.5项之和8见A.3.2部分说明(资料性)太阳能热发电站空冷设计气温计算示例B.1典型太阳年气象数据B.1.1太阳能热发电站运行曲线如图B.1所示，受光资源变化及储热系统容量大小的限制，太阳能热发电站机组通常不能24h连续发电，启停频繁。003000图B.1某太阳能热发电站一周发电曲线B.1.2空冷系统设计基础数据说明冷却系统优化的基本原理之一是汽轮机组卡诺循环效率计算，见公式(B.1;η——汽轮发电机效率，%;T.冷源温度，单位为摄氏度(℃);T——热源温度，单位为摄氏度(℃)。对于常规燃煤机组，仅T。与气象条件相关，I与气象条件基本无关；但对太阳能热发电机组来说，不仅工与气象条件相关，T。也与气象条件相关。T和T理论上应在同一设计工况下进行。鉴于机务专业通常采用典型太阳年气象数据开展集热系统和发电系统的设计，根据7.2.1规定，本项目空冷系统设计气温采用典型太阳年气象数据。B.1.3某50MW电站典型太阳年气象数据如表B.1所示，典型太阳年气象数据包含与法向直射照度(DNI)对应的各项气象要素数据，据以开展热系统设计并制定各个时段的机组计划发电量数据。表B.1典型太阳年气象数据及发电量表年月日时DNI/干球温度/℃相对湿度/%大气压/hPa风速/发电量/MW111年月日时干球温度/℃相对湿度/%大气压/风速/发电量/11211131141151161170118119011111181111111111111111111111120121122012301240··41141241341434152416417418年月日时干球温度/℃相对湿度/%大气压/风速/发电量/41941641941412414141414141414141644142042100422042304240425042604270042804290420……711712713371471527167172718719年月日时干球温度/℃相对湿度/%大气压/风速/发电量/71717171271717171271717171071071720/22.7721·……11231314157167177181911111111211年月日时干球温度/℃相对湿度/%大气压/风速/发电量/111120…………0通常典型太阳年气象数据包含8760组数据，由12个均具有法向直射照度(DNI)代表性的典型月组成。篇幅所限，表格中仅列出了春夏秋冬各一天的完整数据，其他数据省略。表中1月1日数据代表了某冬季晴天的各项数据，机组从12时接近额定出力发电至次日1时；表中4月1日数据代表了某春季晴天的各项数据，机组从11时接近额定出力发电至次日5时；表中7月1日数据代表了某夏季多云天的各项数据，机组从14时接近额定出力发电至当日20时；表中10月1日数据代表了某秋季阴雨天的各项数据，机组当天未启动发电。尽管表中所列数据有限，还是可以看出机组运行受天气尤其是DNI数据影响很大。B.2停运时段统计数据的扣除B.2.1典型日发电曲线如图B.2和图B.3所示，受光资源条件及储热系统容量大小的限制，多数太阳能热发电站机组每天都有相当的时间段内不发电，遇到阴雨天甚至数天都不会发电。因此在统计设计气温数据时，有必要将不发电时段的气象数据予以扣除，以反映机组真实运行情况。图B.2某太阳能热发电站晴日发电曲线示意图1200.01200.0太阳辐照强度浮尘天气480.4241.3年月日时干球温度/℃相对湿度人%风速/发电量/11112111311411111111111111111111111111120T/CEPPEA5068—2025年月日时干球温度/℃相对湿度/%大气压/风速/发电量/···411412416419414124141414141414141416441420··712717171712717171710…·0扣除不发电时段的气象数据后，表格数据由8760组大幅减少为4183组。这从某种程度上反映了机组不连续运行的特点。与普通电站24h连续发电的模式不同，光热电站设计气温计算可通过扣除不发电时段气温数据来反映机组运行部分特点。T/CEPPEA5068—2025B.3负荷规整及小时数折算B.3.1负荷规整从表B.1及表B.2中不难看出，即使在晴好天气，太阳能热发电站机组发电量也很少能够达到额定出力。机组负荷通常处于不断变化中，机组启动和停机过程尤其明显。汽机厂家提供的热平衡图等表征机组性能的资料都是额定出力工况下的，进行变负荷工况下的系统优化设计既不现实也无必要。考虑与燃煤机组等电站冷却系统设计计算的一致性，将机组发电量统一规整至机组额定出力，同时相应调整发电小时数以尽可能减小负荷规整和假设所导致的偏差。当机组发电量达到额定出力时，发电小时数不折减；当机组发电量低于额定出力时，将机组发电量规整至额定出力，同时将发电小时数按照下面规则进行折减。B.3.2小时数折算发电小时数折减计算按照公式(B.2)进行：t₂折算小时数，单位为小时(h);ts统计小时数，单位为小时(h);F₅——机组计划出力，单位为兆瓦(MW)F₂——机组计划出力，单位为兆瓦(MW)。负荷规整和小时数折算后的典型太阳年数据见表B.3:表B.3负荷规整和小时数折算后的典型太阳年数据表年月日时干球温度/相对湿度/%大气压发电量/折算小时数/h1111121113114111l1111111l1l111111年月日时干球温度/℃相对湿度/%大气压/风速/发电量/折算小时数/h111111120…·……·411412416419414124141414141414141416441420····712717171712717171710····0T/CEPPEA5068—2025将表B.3所列数据按照干球温度数值由高到低进行排序，并将气温上限和气温下限之间的数据合表B.4气温分级数据表气温分级下限/℃气温分级上限/℃折算运行小时数/h累计运行小时数/h大气压/风速/22292.351146.789876543T/CEPPEA5068—2025气温分级下限/℃气温分级上限/℃折算运行小时数/h累计运行小时数/h大气压/风速/21002010数据合并时，对气温上限和气温下限之间的折算小时数累和后作为该气温分级的折算运行小时数，大气压数据和风速数据宜取按照折算小时数进行加权平均后的大气压数据和风速数据。按照5℃以上年加权平均法计算设计气温并向上取整，本算例直接空冷系统的设计气温为11.1℃。如果根据空冷典型年数据而不是典型太阳年数据进行计算，扣除不发电时段后计算得到的约为9.8℃。采用典型太阳年数据计算得到的设计气温更高一些。根据气温分级数据统计表B.4数据，综合考虑累计运行小时数和出现频率等因素，在不超气温范围内选取27℃作为空冷系统夏季设计气温。T/CEPPEA5068—2025(资料性)太阳能热发电站蒸发塘工艺计算示例C.1蒸发塘工艺计算C.1.1蒸发塘净蒸发面积大水面蒸发折减系数在净蒸发面积超过1000000m时可按表C.1中取值，小于1000000m²时可不折减。皿蒸发量折减系数可按表C.2取值。表C.1大水面蒸发折减系数表区域系数南方及沿海地区0.80~0.85华北地区0.70～0.75内蒙古中西部及新疆等干旱地区0.50～0.60表C.2皿蒸发量折减系数表系数0.90～0.700.70～0.55蒸发塘的深度确定可按照公式(C.2)～公式(C.4)和要求进行计算。a)蒸发塘有效水深：H=Q/S……………(C.2)b)蒸发塘超高高度：T/CEPPEA5068—2025H.=H₁+H₂+H₃H超高高度，单位为米(m);H₂暴雨调节高度，单位为米(m);H₃设计安全预留高度，单位为米(m)。c)蒸发塘总深度：H——蒸发塘总深度，单位为米(m);C.2蒸发塘典型计算示例C.2.1工程概况某1×50MW光热发电机组利用循环排污水作为化学补充水水源。化学补给水处理系统采用“浸没式超滤一两级反渗透+EDI”处理工艺。一级反渗透浓盐水、超滤反洗水等废水采用“双碱软化—澄清过滤+管式膜过滤+浓水反渗透”处理工艺，系统最终浓盐水排入蒸发塘自然蒸发。循环水系统系统补充水为城市自来水，浓缩倍率约3.5倍。城市自来水水质资料见表C.3。单位单位数值Na+mg/L无量纲mg/L总固体mg/L419.60Ca²+mg/L溶解性总固体mg/L415.20Mg²+mg/L悬浮物mg/LHCO₃mg/LCODMnmg/LC1-mg/LBOD₅mg/Lmg/L电导率(25℃)NO₃mg/L总氮mg/LC.2.2设计依据C.2.2.1浓盐水来源及组分该工程蒸发塘系统的主要进水为浓水反渗透浓盐水、超滤反洗排水等废水。根据水处理系统工艺和水量水质平衡计算，蒸发塘进水中各主要离子的含量如表C.4所示：表C.4蒸发塘进水水质序号浓度/(mg/L)摩尔浓度/(mmol/L)1Na+6929.61248.00T/CEPPEA5068—2025序号浓度/(mg/L)摩尔浓度/(mmol/L)34HCO₃56蒸发塘进水的溶解性总固体(TDS)约20000mg/L,进水中的离子以Na+CI-HCO₃和SO+为主，和镁盐。根据浓盐水中离子含量和各类盐分在20℃的溶解度，整理出各盐分的理论析出顺序如下：序号盐种类溶解度(20℃)质量百分比浓度析出顺序1NaC136g/100g水26.5%③2Na₂SO₄19.5g/100g水②3NaHCO₃9.6g/100g水8.8%①系统设计水量4m³/h,年进水时间4000h,年进水总量为16000m³/a。C.2.2.4蒸发塘用地该项目规划的蒸发塘场地地势平坦，呈长方形，边长为148×130m,占地投影面积为19240m²。根据上述资料：该项目的蒸发塘年进水总量16000m³,进水TDS约20000mg/L。该浓盐水可近似地认为由NaHCO₃Na₂SO₄NaCI和纯水组成，盐水密度约1.02g/cm³。各类盐分总重约320t,其中NaHCO₃约89.6t,Na₂SO₄约83.2t,NaCl约147.2t;纯水量约16000t,纯水密度按1.0g/cm³。C.2.3.1蒸发塘计算根据蒸发进水中盐成分和析出顺序，该项目将蒸发塘按功能分成两个并列的子序列，每个子序列依T/CEPPEA5068—2025进入调节池和蒸发池的浓盐水的密度为1.02g/cm³,盐水浓度2.9°Be,因此调节池和蒸发池的整体皿蒸发量折减系数取0.90。H₁=(k×q₁-q₂)/1000=(0.9×2092.5-182.3)/1000≈1.70m水中NaHCO₃的质量百分比应为：89.6/(16320—x)≥8.8%剩余纯水的最大量为16000—x=700t,即700m³。当蒸发掉的纯水量为15300t时，调节池和蒸发池所需的净蒸发面积：S₁=Q₁/H₁15300<170=9000m²根据整体规划，调节池无盐分析出。蒸发池主要析出NaHCO₃。为减少盐水浓度对水分蒸发的用较大的占比。该项目调节池净蒸发面积取7000m²,蒸发池净蒸发面积取2000m²。当蒸发池池中的HCO₃和相同摩尔数的Na已被去除，浓盐水主要剩余SO²-、Cl和Na+,则剩余浓盐水的重量为83.2+147.2+700=930.4t,浓盐水全部进入结晶池。进入结晶池的浓盐水约930.4t,体积700m³,密度为1.32g/cm³,盐水浓度34°Be,皿蒸发量折减系数取0.40。常温(20℃)下进行自然蒸发，浓盐水达到NaSO4的饱和浓度时，Na₂SO₄析出。但Na₂SO₄析出后，将与水结合形成溶解度更大的Na₂SO₄·10H₂O,当Na₂SO₄全部变成Na₂SO₄·10H₂O时，带走的结晶水的量为：147.2/(930.4—x)≥26.5%剩余纯水的最大量为700-10.5—x=314.5t,即314.5m³。当蒸发掉的纯水量为375t时，所需的净蒸发面积：S₁₂=Q₂/H₁₂=375/0.65=577m²结晶池中的CI-和相同摩尔数的Na+已被去除，浓盐水主要为Na₂SO₄·10H₂O水溶液，剩余浓盐水的重量为930.4—147.2—375=408.2t,浓盐水全部进入浓盐池。进入浓盐池的盐水约408.2t,体积314.5m³,密度为1.30g/cm³,盐水浓度33°Be,皿蒸发量折减系数取0.40。H₂=(kq1-q₂)/1000=(0.40×2092.5—182.3)/1000≈0.65m当蒸发掉的纯水量为314.5t时，所需的净蒸发面积：S₃=Q₃/H₁₃=314.5/0.65=484m²30T/CEPPEA5068—2025由于Na₂