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超臨界蒸汽循環應用于光熱發電的可行性
發布者：Juergen Peterseim | 來源：CSPPLAZA光熱發電網 | 0評論 | 11124查看 | 2015-02-02 18:52:00    
　　CSPPLAZA光熱發電網報道：光熱(re)發電產(chan)(chan)業一(yi)直以來在尋求提升其(qi)市場(chang)競(jing)爭(zheng)力，并為此作出了多方面的努力，包(bao)括(kuo)提升系統組件裝備的產(chan)(chan)品性能和效率(lv)、降低其(qi)成本，拉低其(qi)寄生性消耗，提高系統運作效率(lv)等。

　　在過去幾年內，通過上述一系列的嘗試和努力，光熱發電的成本和技術競爭力已有明顯提升，但在其它可再生能源成本以更快的速度下跌的背景下，光熱發電需要更快的提升其競爭力的路徑。

　　提高蒸汽參數是提升以蒸汽朗肯循環為理論基礎的蒸汽系統發電經濟性和系統循環效率的可行選擇。目前大多數的發電廠為亞臨界發電系統，蒸汽參數約在565攝氏度和160bar左右。但超臨界發電廠正逐漸走向主流，一般定義超臨界發電是可以達到620攝氏度和280bar的高運行蒸汽參數的系統。

　　光熱發電和傳統火電的原理類似，那么，將超臨界發電技術應用于光熱發電領域是否可行呢？

　　全球首個超臨界火電廠建于1950年代晚期，發展至今，該項技術已經日趨成熟。但將其應用于光熱發電領域還存在一些障礙，如汽輪機規模太小無法匹配超臨界發電（一般的超臨界汽輪發電機的規模都在250MW以上，而光熱發電的單機裝機規模還不宜如此之大）、光熱發電的集熱溫度難以實現600攝氏度以上的超臨界蒸汽溫度（主要是由于工質的溫度上限低于600攝氏度）等。

　　但超臨界發電確實是可以顯著提高光熱發電的系統效率，降低其發電成本的方案，是值得推進研究的一個重點方向。

　　澳大利亞聯邦科學與工業研究組織CSIRO是對超臨界光熱發電技術進行較多研發的一個機構。其在一個小型的示范系統上進行了塔式超臨界發電的試驗示范，蒸汽參數接近達到超臨界狀態，但要達到可以商業化的250MW的超臨界最低裝機規模要求，仍有很長距離要走。

　　如果要將這樣一個超臨界光熱電站配置儲熱系統，需要儲熱工質的溫度更進一步地提升，而不是目前常見的工作溫度550攝氏度上限的熔鹽產品。雖然有研究表明有的(de)熔鹽(yan)產品(pin)可以達到(dao)700攝(she)氏度的(de)運行溫度，但(dan)這(zhe)種產品(pin)尚未進行規模化商(shang)業化的(de)應用，其(qi)可行性尚不確定(ding)。

　　槽式(shi)和菲涅爾技術的(de)聚(ju)光比較低，實現(xian)超臨界蒸汽狀態(tai)的(de)可(ke)行性不大，碟(die)式(shi)技術不適宜(yi)采用水作(zuo)工質且單機(ji)規(gui)模過小，因此(ci)，最易實現(xian)超臨界發電的(de)首(shou)推塔(ta)式(shi)技術。

　　為了證明超臨界塔式光熱發電技術的商業化可行性，產業界需要首先認識到超臨界可以給光熱發電帶來的影響，以一個裝機250MW、帶7小時熔鹽儲熱和一套蒸汽再熱器的、配置空冷系統的塔式光熱電站為例，我們經分析后可以得出以下分析結果：

　　情景1：目前的亞臨界蒸汽朗肯循環發電站的蒸汽溫度為545攝氏度，壓力165bar。光熱電站目前已經可以達到這種亞臨界狀態，類似的這種250MW級的電站已經在規劃建設中。

　　情景2：塔式集熱系統將蒸汽加熱至280bar和545攝氏度的過熱蒸汽，再采用天然氣加熱至620攝氏度達到超臨界狀態，這種方案在今天也可以被應用，如阿聯酋的Shams1項目中就采用了類似的方案，但前提是項目所在地的天然氣資源足夠廉價。

　　情景3：采用運行溫度更高的新型熔鹽介質，直接利用聚光集熱場將蒸汽過熱達到超臨界狀態。這種方案囿于沒有具有可商業化應用的成熟的熔鹽產品，尚無部署。有待可在700攝氏度下穩定運行的低成本熔鹽產品出現后予以應用。

　　情景2中提到的超臨界光熱發電廠建設方案可以達到凈系統循環效率43.9%的發電效率，情景3提到的方案則可以實現44.2%的效率，情景1提到的亞臨界發電方案的效率可達到41.3%。由此可見，超臨界發電可以實現系統發電效率的大幅提升，帶來度電成本上的削減。

　　采用上述不同的超臨界方案，光場建設面積也會有所不同，如下圖所示，情景1需要配備“黃色”的光場，情景2需要配備“藍色”的光場，情景3需要配備“綠色”的光場。


　　需要解釋的(de)(de)(de)是，雖(sui)然情景2和情景3兩種方案帶(dai)來(lai)的(de)(de)(de)蒸汽(qi)(qi)參數是一(yi)樣的(de)(de)(de)，兩者(zhe)的(de)(de)(de)系(xi)(xi)統(tong)效率(lv)卻不同，這是因(yin)為(wei)情景2配置了燃氣輔(fu)助加熱(re)(re)系(xi)(xi)統(tong)，可能帶(dai)來(lai)額外的(de)(de)(de)熱(re)(re)量損失，因(yin)此造成(cheng)系(xi)(xi)統(tong)效率(lv)低于情景3的(de)(de)(de)直接過熱(re)(re)方案。而(er)如果(guo)將情景3的(de)(de)(de)蒸汽(qi)(qi)溫度(du)過熱(re)(re)至700攝(she)氏(shi)度(du)、350bar的(de)(de)(de)更(geng)高溫度(du)區(qu)間上，則(ze)可以提高系(xi)(xi)統(tong)效率(lv)至約45.6%。

　　假設上述案例電站在2025年建成，以目前的光熱發電成本下降速度，屆時采用情景2方案的電站可以實現最低430萬美元/MWe的投資成本（以一定價格的天然氣計算），情景3和情景1分別可以實現470萬美元/MWe和490萬美元/MWe的投資成本。采用情景2方案的電站的度電投資成本因受制于燃氣價格的影響，其可能存在較大波動。

　　50MW甚至100MW級的超臨界汽輪發電機組還沒有得到實際應用，要建設這種較小規模級的超臨界光熱電站，可以采用與燃煤電站互補的方案。圖示的塔式光熱燃煤混合發電項目為一個規模為100MWe的塔式電站，帶5小時儲熱系統，與一個2GWe的燃煤電站進行互補發電。這種發電方式不僅可以降低成本，還能削減投資風險。其發電系統可以與燃煤發電共用。


　　提高蒸汽參數使其達到超臨界狀態可以提高系統效率并降低LCEO，這是一條值得繼續深入探索研究的可行之道，雖然目前其還受制于工質的工作溫度，以及規模上的限制。超臨界發電在燃煤發電領域目前已經有成熟的工程經驗，并正在向超超臨界火電擴張，在突破一些硬性的障礙和瓶頸后，這些經驗也可以被復制并很好地應用于光熱發電系統，提高光熱發電的競爭力。
  
作者簡介：Juergen Peterseim博士2003年獲得工程學位，在熱量回收、生物質能、多燃料混合電站和光熱發電領域具有多年工作經驗。2014年在悉尼科技大學獲得博士學位，主要研究方向為光熱發電混合電站技術。  
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