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光热技术路线指的是太阳能光热发电的技术路线，主要有以下三种：
1.塔式光热发电技术：塔式光热发电系统通过反射镜将太阳光聚焦到集热塔上，
在塔顶安装有吸热器，吸热器将聚焦后的太阳光转化为热能，然后通过换热器将热能转化为蒸汽，驱动汽轮机发电。
塔式光热发电技术的优点是聚光比高、热效率高、储能能力强等。
2.槽式光热发电技术：槽式光热发电系统通过槽式抛物面反射镜将太阳光聚焦到
集热管上，集热管内装有吸热介质，集热管接受聚焦后的太阳光能量后加热吸热介质，将热能转化为蒸汽，驱动汽轮机发电。
槽式光热发电技术的优点是聚光比相对较高、运行温度高、可靠性好等。
3.线性菲涅尔式光热发电技术：线性菲涅尔式光热发电系统通过大面积的线性反
射镜将太阳光聚焦到接收器上，接收器接受聚焦后的太阳光能量后加热内部的工质，将热能转化为蒸汽，驱动汽轮机发电。
线性菲涅尔式光热发电技术的优点是聚光比和运行温度相对较高、系统集成度高、易于维护等。
以上是三种主流的光热技术路线，每种路线都有其自身的优缺点和适用场景。
在实际应用中，可以根据具体需求选择合适的技术路线。
槽式太阳能光热发电原理
槽式太阳能光热发电是利用太阳能将光能转化为热能，再将热能转化为电能的一种发电方式。
其原理如下：
1. 太阳能集光：槽式太阳能光热发电系统通过一系列的反射镜或反射面将太阳光聚焦到集热管上。
这些反射镜或反射面可以是平面镜、折射镜、聚光镜等，它们的作用是将散射光线聚焦到集热管上，提高光能的利用效率。
2. 热量吸收：集热管是槽式太阳能光热发电系统的关键组件，它通常由金属或合金材料制成，内部充满工质（如油或盐等）。
当太阳光聚焦到集热管表面时，集热管内的工质会吸收光能，转化为热量。
3. 热储存：太阳能光热发电系统常常会将热量储存起来，以应对夜晚或阴天等无光条件。
热储存系统通常采用热储罐，其中的热媒（如盐）可以在高温时吸收大量热量，并在需要时释放热量。
4. 蒸汽发电：利用储存的热量，槽式太阳能光热发电系统会将工质加热至高温，使其沸腾产生高压蒸汽。
这些高压蒸汽会驱动涡轮机转动，从而带动发电机发电。
5. 电能输出：发电机将机械能转化为电能，并通过电缆输送至电网或供给需要的地方使用。
总之，槽式太阳能光热发电系统通过光能到热能再到电能的转
化过程，将太阳能转化为可用的电能，实现了可持续、清洁的能源利用方式。
槽式、碟式、塔式热发电简介槽式、碟式、塔式热发电简介2014-02-12【摘要】槽式太阳能热发电系统是将多个槽型抛物面聚光集热器串联或并联排列而成，槽型抛物面反射镜将太阳光聚焦到线性集热管上，加热传导液产生高温高压蒸汽，推动汽轮机带动发电机发电... ...槽式太阳能热发电系统槽式太阳能热发电系统是将多个槽型抛物面聚光集热器串联或并联排列而成，槽型抛物面反射镜将太阳光聚焦到线性集热管上，加热传导液产生高温高压蒸汽，推动汽轮机带动发电机发电。
槽式太阳能热发电系统的反射镜镜面为单曲抛物线，聚光形式为线聚光。
槽式太阳能热发电装置如图1所示。
槽式太阳能热发电系统与碟式、塔式相比结构相对紧凑，集热器等装置一般安装于地面，安装维护较方便，且经济效益不受生产规模的限制，是目前最成熟的太阳能热发电技术。
据统计，截至2009年，全世界运行的太阳能槽式热发电站占全部太阳能热发电站的88%，占在建项目的97.5%。
由于槽式抛物面聚光集热器是一种线聚焦集热器，其主要缺点是集热器散热面积大，输热管道复杂，热损失较大。
碟式太阳能热发电系统碟式太阳能热发电系统是采用碟状抛物面反射镜，将太阳光聚焦到集热器上，传热介质流经集热器被加热，驱动汽轮机运转，进而带动发电机发电，一般在焦点上安装斯特林发电机发电。
碟式太阳能热发电系统的反射镜镜面为双曲抛物面，聚光形式为点聚光。
碟式太阳能热发电装置如图2所示。
由于槽式抛碟式太阳能热发电系统为点聚光，聚光面积小，发电效率高，最高可达29.4%;系统占地面积小，制造成本低，单机容量一般为5～25kW，适合建立分布式能源系统。
碟式太阳能热发电系统由于规模较小，所以初投资较高，商业化程度较低。
塔式太阳能热发电系统塔式太阳能热发电系统是采用众多定向反射镜，将太阳光发射到设置于高塔顶端的集热器上，加热集热器中的水产生水蒸气，驱动蒸汽机启动汽轮机进而带动发电机发电。
塔式发电系统的反射镜一般为平面镜。
塔式太阳能热发电装置如图3所示。
槽式太阳能热发电技术的现状及进展槽式太阳能热发电技术简介槽式太阳能热发电是利用槽式聚光镜将太阳光聚在一条线上，在这条线上安装着一个管状集热器，用来吸收太阳能，并对传热工质进行加热，再借助蒸汽的动力循环来发电。
槽式聚光器的抛物面对太阳进行的是一维跟踪，聚光比为10~100，温度可以达到400℃。
20世纪80年代中期槽式太阳能热发电技术就已经发展起来了，目前美国加利福尼亚州已经安装了354 MW的槽式聚光热发电站，其工作介质是导热油，换热器可以使导热油产生接近400℃的过热蒸汽来驱动汽轮机发电。
槽式太阳能热发电技术特点槽式太阳能热发电技术最主要的特点是使用了大量的抛物面槽式聚光器来收集太阳辐射能，并把光能直接转化为热能，通过换热器使水变成高温高压的蒸汽，并推动汽轮机来发电。
因为太阳能是不确定的，所以在传热工质中加了一个常规燃料辅助锅炉，以备应急之用。
槽式太阳能热发电的缺点是：（1）虽然这种线性聚焦系统的集光效率由于单轴跟踪有所提高，但很难实现双轴跟踪，致使余弦效应对光的损失每年平均达到30%。
（2）槽式太阳能热发电系统结构庞大，在我国多风、高风沙区域难以立足。
（3）由于线型吸热器的表面全部裸露在受光空间中无法进行绝热处理，尽管设计真空层以减少对流带来的损失，但是其辐射损失仍然随温度的升高而增加。
槽式太阳能热发电技术集热系统结构（一）集热管集热管是槽式太阳能热发电集热系统的一个关键部件，能够将反射镜聚集的太阳直接辐射能转换成热能，温度可达400℃。
目前使用的集热管内层为不锈钢管，外层为玻璃管加两端的金属波纹管。
内管涂覆有选择性吸收涂层，以实现聚集太阳直接辐射的吸收率最大且红外波再辐射最小。
两端的玻璃一金属封接与金属波纹管实现密封连接，提供高温保护，密封内部空间保持真空。
减少气体的对流与传导热损，又加上应用选择性吸收涂层-使真。
光热发电方案是一种新型的清洁能源，它利用太阳能将光能转化为热能，再将热能转化为电能。
这种能源不仅具有环保特点，还具有可持续发展、可再生、无污染等诸多优点。
本文将介绍三种：塔式光热发电、槽式光热发电以及盘式光热发电。
一、塔式光热发电塔式光热发电是一种将镜面反射所得的太阳光能集中到反射镜上，然后再将集中的太阳光能通过一系列的管道输送到塔顶的热交换器内。
在热交换器内，热能可以转化为蒸汽，进而驱动涡轮机发电。
这种方法需要在太阳能集中的范围内建造一个高塔，然后将反射板放置在地面上，采用微调系统控制反射板的角度，以使太阳光能集中在塔的顶部。
二、槽式光热发电槽式光热发电是将太阳能通过一系列的玻璃槽集中，使其转化为热能，然后将热能输送到发电站的热交换器中。
这个过程需要在一个向东-西方向排列的、对太阳光线有最大接收效果的槽中安装反射板和镜面反射板，使太阳能始终处于最优的角度。
由于槽内所接受到的光照范围相对较小，因此槽式光热发电的发电效率相对较低。
三、盘式光热发电盘式光热发电是将太阳光能聚集到平板反射器上，然后反射到盘状聚光器内部。
聚光器内部通过缩小反射面积，使得反射的太阳光能更加聚焦。
这种方法是将太阳光能聚集到一个小区域内，提高了光能利用率，但是天气条件的变化会对光能收集造成较大影响。
综合来看，光热发电技术虽然具有许多优点，但是也存在一些缺陷。
例如，光热发电系统需要有稳定的太阳能供应，否则会影响发电量。
此外，建造光热发电系统需要大面积的土地，造价昂贵。
但是，光热发电在未来的清洁能源和环保事业中具有广泛的应用前景和市场潜力。
在目前的清洁能源中，光热发电是一种非常重要的能源，它可以有效避免化石燃料发电的排放问题。
我们要重视这种清洁能源技术，为实现节能减排的目标，做出自己的贡献。
槽式太阳能热发电原理太阳能是一种广泛可利用的清洁能源，被广泛应用于热水供应、采暖和电力发电等领域。
槽式太阳能热发电是一种利用太阳能进行发电的技术，其原理是通过将太阳能聚焦在一条槽中，使槽内的工作介质受热并转化为蒸汽，最终驱动涡轮发电机产生电能。
槽式太阳能热发电系统主要由聚光器、槽型反射器、吸收管、工作流体、热储罐和发电机等组成。
聚光器的作用是将太阳光线聚焦到槽型反射器上，然后经过反射器的折射，将光线聚焦到吸收管上。
吸收管内充满了工作流体，当太阳光线集中在吸收管上时，工作流体受热并转化为高温高压的蒸汽。
蒸汽经过管道输送到热储罐中，用于储存热能。
热储罐是槽式太阳能热发电系统中重要的组成部分，其作用是在夜间或云天时提供热能，以确保发电系统的持续运行。
热储罐内部有一个热交换器，可以将储存的热能传递给工作流体，使其继续产生蒸汽。
这样就可以实现24小时不间断的电力供应。
发电机是槽式太阳能热发电系统中的核心设备，其作用是将蒸汽的热能转化为电能。
蒸汽进入发电机后，通过涡轮的旋转驱动发电机产生电能。
电能经过变压器升压后，通过输电线路输送到用户端，供用户使用。
槽式太阳能热发电的工作原理基于热力学和光学原理。
光学原理是利用聚光器和槽型反射器将太阳光线集中到吸收管上，提高能量密度；热力学原理则是利用工作流体的相变过程将光能转化为热能，并进一步转化为机械能和电能。
槽式太阳能热发电具有多种优点。
首先，太阳能是一种可再生的能源，不会产生污染物和温室气体，对环境友好。
其次，槽式太阳能热发电系统具有较高的能量转换效率，可以将太阳能有效地转化为电能。
此外，槽式太阳能热发电系统结构简单，维护成本低，适用于不同地区和环境的电力供应需求。
然而，槽式太阳能热发电也存在一些挑战和限制。
首先，它对阳光的依赖性很强，需要充足的日照才能正常运行。
其次，聚光器和槽型反射器的制造和安装成本较高。
此外，由于槽式太阳能热发电系统需要占用较大的面积，因此在空间利用方面存在一定的限制。
槽式太阳能光热发电技术槽式聚光是利用抛物线的光学原理，聚集太阳辐射能。
抛物线纵向延伸形成的平面称为抛物面，它能将平行于自身轴线的太阳辐射汇聚到一条线（带）上，提高能量密度，易于利用。
在这条太阳辐射汇集带上布置有集热管，用来吸收太阳能，并将其转化为热能。
图1太阳能光热槽式发电站鸟瞰图目前的集热管一般为真空式玻璃集热管。
集热管由外部的玻璃管和内部的西热管构成，两管之间空隙抽真空阻止热量损失。
吸热管有不锈钢制成，内部有工质流动，在不锈钢管的表面涂有黑色的吸热薄膜，薄膜对太阳光有较高的吸率，同时在红外波普段有较低的发射率，这样就能够有效地吸收太阳能。
这种聚光系统还需要设置控制系统来适应太阳能光在一天中角度的变化。
图2槽式太阳能光热发反向镜槽式聚光吸热系统将太阳能转化为集热管内导热流体的热能，燃后用高温工质去加热给水产生蒸汽去冲转汽轮机发电。
槽式太阳能聚光系统的聚光比为20到80，以油为导热流体的聚热温度最高为300到400℃，以混合硝酸盐为导热流体最高能使集热温度达到550℃，后者对于提高发电效率而言更具有优势，但是总的发电效率还是较低。
另外，为了克服太阳能在时间上分布不均的特点，还要设置蓄热系统，或者是用其他燃料作为补充调整。
图3槽式太阳能光热发电原理示意图要提高槽式太阳能光热发电系统的效率与正常运行，涉及到两个方面的控制问题，一个是自动跟踪装置，要求使得槽式聚光器时刻对准太阳，以保证从源头上最大限度的吸收太阳能，据统计跟踪比非跟踪所获得的能量要高出37.7%。
另外一个是要控制传热液体回路的温度与压力，满足汽轮机的要求实现系统的正常发电。
针对这两个控制问题，国内外学者都展开了研究，取得了一定的研究进展。
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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。
综合考虑，本项目采用一维跟踪，南北布置方式。
跟踪控制，槽式聚光器采用水平轴南北向东西旋转跟踪太阳，每一组聚光器上都装有太阳传感器和控制器。
聚光器位置可以通过该控制器独立调节，对其他聚光器的正常运行不造成干涉。
回路末端的太阳能收集组合(SCA)通过一个管路来横跨连接。
冷的导热油从动力区流向低温总管(冷油管路)，然后流入平行回路中。
导热油在回路中被加热，然后流过高温总管(热油管路)流回到动力区。
槽型抛物面太阳集热区布局附图---太阳能集热场布置详图所示，(此处略)。
太阳集热区包括若干由4个太阳能集热组合(SCA)构成的回路(LOOP)。
每个集热组合(SCA)148.4米长，其太阳投射受光口宽度5.76米。
因此，每个回路的总太阳投射面积可达3318m²。
共156个回路。
整个电厂的布置采用集热器南北方向布置，太阳集热场采用梯型台阶形式，可以避免大的土石方工程量。
每个Loop单元布置示意如下图：S Nloop单元布置示意由于太阳集热场区域的不同变化，造成不同回路的入口和出口温度不同，本工程将太阳集热场本身分为几个独立不同的回路。
用于平衡大型集热场内的太阳辐射水平不均衡。
1.5 反光镜面各季节的清洗方案反光镜的清洗采用除盐水，本项目设清洗车2台，通过清洗车上的高压水枪对反光镜进行清洗。
春季，站址地风沙较大，需不定期清洗，用水量大，夏季，秋雨水多，冬季可用压缩空气吹扫，年消耗除盐水量经估算为一年5万吨。
2 吸热传热系统吸热传热系统主要有真空集热器(HCE)、回转接头和导热油(HTF)组成。
抛物型槽式聚光镜面将太阳光汇聚在焦线上，在聚焦面上安装管状集热器，以吸收聚焦后的太阳辐射能。
管内的流体(采用高温导热油)被加热后，流经油水换热器加热水产生过热蒸汽，然后用过热蒸汽来驱动蒸汽轮机发电。
槽式集热器对太阳进行一维跟踪，聚光比是在60-80之间，温度可达400℃。
集热管(HCE)由内部的不锈钢钢管和外层的玻璃管组成，在玻璃管和金属管之间抽真空，减少高温状态下的散热损失，不锈钢钢管的外表面镀有选择性吸收涂层(直射太阳光吸收比达到0.95，发射率：0.14，350℃时)，外层的玻璃管镀有减反膜，增加玻璃的透过率。
集热管性能参数见直通式真空吸热管性能参数表(见8-5页)导热油系统(HTF)回路由调速泵驱动，在运行中，HTF温度在太阳集热区出口为393℃(高温侧)，离开动力区换热器为296℃(低温侧)，离开热储能装置的导热油约为292℃。
HTF回路将热能通过换热器传给水-蒸汽系统。
每列换热器包括：预热器、蒸汽发生器、过热器和再热器。
正常运行情况下，热HTF被两列换热器分流，每一列换热器的流量都由电动调节阀门组来控制。
动力区的低温导热油进入太阳集热区集热回路，收集太阳能集热场热能，将收集到的热量通过高温导热油输入给蒸汽动力循环系统。
由于保证导热油成分稳定，需要设置辅助系统维持导热油回路和储能系统的正常工作。
导热油通过导热损耗处理系统将导热油中的低沸点和高沸点物质蒸馏。
为防止导热油低温凝结，在深夜或寒冷天气时启动太阳能集热场的循环泵或防凝泵保证导热油循环流动，必要时启动防凝加热装置对导热油进行防凝加热。
除膨胀罐外，部分管道和所有容器都需配备电子跟踪计和浸泡式加热器。
(所有导热油管道及容器均需要配备伴热系统。
)为防止导热油系统中介质氧化或燃烧，并稳定导热油压力，采用氮气来填充导热油罐。
当太阳集热区开始跟踪太阳时，导热油开始升温、体积膨胀，部分导热油膨胀至膨胀罐中，如果膨胀罐中的导热油液面高度达到其设计值，额外增加的量将溢出到两个溢流罐中；当太阳集热区收集到热量减少时，导热油开始降温、体积减少，膨胀罐内液面将下降；溢流回油泵将溢流罐中导热油输送至膨胀罐，以维持膨胀罐内有足够的导热油。
导热油是一种低熔点共晶混合物，包括约73.5% 的二苯醚和26.5%的联苯，在393℃时，密度约为704 kg/m³，比热约2.6 kJ/kg.K。
在12℃凝结，易燃且有毒，因此，在设计和运行时需要采取特别的措施，以防凝结、防火和防污染；在某些特殊情况下，导热油在工作温度接触到空气时可燃烧，温度超过100℃时，可以观察到氧化分解。
为防止这些情况发生，系统中设置了氮气保护系统。
太阳集热区分为4个子区域，由多个太阳能集热器组装(SCA)组成回路(LOOP)。
每个子区域在其出口处都设有一个电动调节阀组，用来调整不同子区域的流量平衡。
太阳能集热场的每个分区入口处设置温度、压力和流量计，出口设置温度和压力计。
为平衡太阳能集热场的不同回路的导热油母管压力降差异，在每个从冷母管到SCA回路的入口连接处安装电动调节阀。
在每个SCA回路，均需要安装泄压阀，以避免升温时超压。
由于其易燃性和微毒性，必要时，导热油必须释放到一个放油管内，再进入热的导热油母管。
太阳集热区运行时，安装10台导热油主循环泵，使导热油在太阳集热区内循环至主厂房区域。
所有主循环泵均配备变频装置。
导热油主循环泵年运行350天左右，日运行时间2到18个小时不等，折合到满负荷小时数为2700小时。
主循环泵运行根据集热场及天气变化负荷变化较大，并且大部分时间负荷较低。
在寒冷天气、太阳能集热场不运行时，启动防凝泵，将导热油输送至导热油防凝装置进行加热，防止导热油凝结。
防凝泵比主循环泵功率低，可以降低厂用电，本工程设置了2台100%容量的HTF防凝泵，一台运行，一台备用。
夜间储能模式运行时，太阳能集热场已经关闭，主导热油系统正常运行，为了保证太阳能集热场的低温导热油流动(以减少系统热量损失)，在太阳能集热场设置了一台太阳能集热场循环泵。
导热油通过热交换器把太阳热能转换成中温、高压蒸汽，本工程设置双列换热器，每列为设计最大流量的50%。
热交换器组包括过热器、蒸汽发生器和预热器、和再热器。
低温导热油通过母管分别进入两列换热器组，出口再次汇集成母管送至膨胀罐。
膨胀罐高位布置在6m层，以便可以倒灌导热油主循环泵。
溢流罐布置在膨胀罐的下方，溢流膨胀区域下方设置储油槽，当导热油罐不能容纳全部导热油时，储油槽可以容纳系统内全部导热油。
油槽内壁面涂阻油剂，同时设置清空池内导热油的排油泵。
氮气系统保证导热油罐、主循环泵密封和汽轮机设备提供保护气体和仪表用汽。
本工程氮气系统采用外购氮气瓶方案。
为降低导热油循环流动中低沸点分解物浓度的聚积，将混合氮气、降解气和蒸馏蒸汽不断或定期从膨胀罐排出。
同时将氮气注入，维持导热油循环系统内足够的系统压力。
为了保证导热油损耗罐内液位。
混合气体从膨胀罐进入损耗罐。
导热油蒸汽混合物大量凝结，重新回到导热油循环系统。
如果需要，第一级损罐中的导热油经空气冷却器冷却，再循环。
从第一级损耗罐出来后，残余混合气体经过空气冷凝器，降温后进入第二级损耗罐。
经过冷却，混合物内部的碳氢化合物，最大限度的凝结，收集到损耗排泄罐。
最终的残余气体被排放。
收集的废液体和排放气体的量取决于系统运行温度，以及夜间保护系统运行时导热油的运行温度。
为了降低导热油中高沸点降解产物的浓度，高沸点物在回收系统中可以去除。
因此，少量的高温导热油(约100 kg/h)经高温管道，从太阳能集热场流入到回收系统中。
高温导热油在常压回收闪蒸容器内立即蒸发，产生的导热油蒸汽进入第一损耗罐凝结后，再进入导热油系统循环。
剩余的未蒸发的高沸点物遗留在闪蒸器内，依靠重力收集。
导热油防凝装置用来加热导热油，以防止在较长的多云天气没有可用的太阳辐射时HTF出现凝结。
防凝装置通过控制空气/燃料比，以维持所需的HTF出口温度。
导热油防凝装置与防凝泵保证热导热油通过太阳集热场。
当太阳能集热场中的导热油温度低于50℃时，防凝泵开启；直到导热油系统脱离防凝结模式为止。
3 储热系统储能系统用来储存太阳集热场收集的没有被发电区用掉的多余能量。
储能系统可以延长日照时数以外太阳能发电厂的运行时数。
白天太阳辐射场收集的太阳能被储存在热能存储系统中，并在日落前后送出。
本工程选择了双储罐的储能系统，该系统已在加利福尼亚州Barstow的“太阳二号”项目和西班牙Guadix附近的Andasol电厂中得到成功示范应用。
储能介质采用无机硝酸盐混合物，因为这种盐有良好的结合密度(1880 kg/m³)，系统需要的总盐量约为16200t。
本工程熔盐储罐采用常压、碳钢、自支撑形式；储罐的直径约35米，高12米。
储罐的罐壁和罐顶分别采用石棉和硅酸钙块绝热，地基由水泥基础层、热绝缘板，泡沫玻璃和保温隔热耐火砖构成，周边的环墙的耐火砖支持重量的罐壁和罐顶。
空气通过地基上一组平行的冷却管，以维持储罐下方的土壤温度不超过80℃。
